ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 11.01.2024
Просмотров: 24
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет»
Е. В. Паникаровский, В. В. Паникаровский
ВСКРЫТИЕ
СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ
КОЛЛЕКТОРОВ
Тюмень
ТюмГНГУ
2012
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет»
Е. В. Паникаровский, В. В. Паникаровский
ВСКРЫТИЕ
СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ
КОЛЛЕКТОРОВ
Тюмень
ТюмГНГУ
2012
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
УДК 552. 578.2.061.4
ББК 26.34
П 16
Рецензенты:
доктор геолого-минералогических наук, профессор И. П. Попов доктор технических наук, профессор А. В. Кустышев
Паникаровский, Е. В.
П Вскрытие сложнопостроенных коллекторов Е. В. Паникаров- ский, В. В. Паникаровский. – Тюмень : ТюмГНГУ, 2012. – 126 с 978-5-9961-0457-4 В монографии рассмотрены проблемы вскрытия продуктивных пластов, представленных трещинно-поровыми и трещинными коллекторами. Данные типы коллекторов широко распространены в ачимовских и баженовских отложениях Западной Сибири, венд-рифейских отложениях Восточной Сибири. Предложены методы оценки эффективности вскрытия пород-коллекторов в процессе бурения скважин. Предложены коль- матанты-наполнители для ликвидации поглощений буровых растворов, позволяющие сохранить фильтрационные характеристики пород-коллек- торов при вскрытии их бурением.
Монография рекомендуется для специалистов нефтяной и газовой промышленности и студентов специальностей геология нефти и газа, разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений.
УДК 552. 578.2.061.4
ББК 26.34
ISBN 978-5-9961-0457-4
© Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет, 2012
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
3
ВВЕДЕНИЕ
Месторождения нефти и газа, связанные с трещинно-поровыми, трещинными коллекторами, приурочены обычно к карбонатным породами значительно реже к терригенным отложениям. Данные типы коллекторов присутствуют в ачимовских и баженовских отложениях на месторождениях Западной Сибири и венд-рифейских отложениях Восточной Сибири.
Большинство проблем возникает при вскрытии данного типа коллекторов скважинами и связаны они с поглощениями промывочной жидкости в процессе бурения и освоением скважин при выходе их из бурения. В настоящее время для ликвидации поглощений используются кольматанты-наполнители буровых растворов и для освоения продуктивных пластов применяют физи- ко-химические методы. Эффективность применения этих методов зависит от выбора технологий и составов химических реагентов для освоения скважин.
Сложнопостроенные залежи нефти и газа в терригенных коллекторах
Большинство месторождений нефти и газа в Западной Сибири приурочено к терригенным коллекторам, представленных различными породами от песчаников, алевролитов до глинистых пород. Залежи нефти в глинистых коллекторах известны в различных странах мира.
В настоящее время в Западной Сибири установлены залежи нефти в глинистых коллекторах баженовской свиты, где основная доля запасов нефти сосредоточена в 38 месторождениях Широтного Приобья. Из общего числа месторождений выделяется Салымское месторождение, где сосредоточено 62 % запасов нефти баженовской свиты. Остальные месторождения относятся к средним или мелким по запасам нефти. Большинство исследователей занимает различные позиции по генезису коллекторов в баженовской свите. Однако в результате многочисленных исследований установлено, что коллекторы в баженовской свите представляют особый тип коллекторов, сложенных листоватыми разностями глинистых пород сильно разбитых горизонтальной, субгоризонтальной и вертикальной трещиноватостью
[ 1 С трещиноватостью в баженовской свите связано появление фильтра- ционно-емкостных свойств. Большинство исследователей считают, что по- роды-коллекторы представляют собой линзы, не имеющими ни структурной формы, ни экранов, и связаны с тепловыми аномалиями и аномально высокими пластовыми давлениями. Существует точка зрения о связи зон трещиноватости с зонами глубинных разломов, которые обусловили появление тепловых аномалий и дополнительных зон трещиноватости
[ 2 ].
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
4
Баженовская свита, продуктивность которой установлена на Сахалинской площади, расположенной между Приобским и Правдинским месторождениями, вскрыта в 29 скважинах и испытана в 27 скважинах. Скважины испытаны открытым забоем с применением щелевого фильтра. Поданным испытания скважин выделены четыре типа разреза. Первый и второй типы разреза характеризуются повышенными значениями пластовых температур более 116,5 Си коэффициентом аномальности — 1,5. Третий и четвертый типы разреза характеризуются более низкими пластовыми температурами до 104 Си коэффициентом аномальности – 1,3 [ 3 Другим примером глинистого коллектора в Западной Сибири служат опоки и опоковидные глины нижнеберёзовской подсвиты верхнего мела.
Бакуевым О.В. и др. установлено, что газоносные отложения приурочены к коллекторам проницаемостью около 1
⋅10
-3
мкм и пористостью от 30 до
43 %. Дебиты газа при испытании объектов в колонне изменялись от 3,5 до
20 тыс.м
3
/сут
[ 4 ]. На северо-востоке острова Сахалин кремнистые аргиллиты и перекристаллизованные опоки содержат запасы нефти 0,23 млрд.т и 300 млрд.м
3
газа. Породы-коллекторы разбиты трещинами и имеют пористость от 0,09 до 1,12 %, а поровая пористость изменяется от 13 до 20 %
[ 5 В Пермском Приуралье трещинно-поровые коллекторы установлены в песчаниках и алевролитах яснополянского горизонта Аскольского месторождения. Поданным исследования кернового материала матрица горной породы практически непроницаема. Наиболее детально исследовался керн яснополянских отложений Соликамской площади, где были вскрыты поро- ды-коллекторы, представленные переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. При наличии межзерновой пористости песчаников не более 2,3
%, проницаемость матрицы песчаника полностью отсутствует. В матрицах породы встречаются трещины с раскрытостью до 0,2 мм. Аргиллиты, представленные в разрезе, не имеют межзерновой пористости и разбиты сетью трещин с раскрытостью не более 0,1 мм. Трещинные коллекторы, развитые в аргиллитах поданным геофизических исследований скважин, практически не выделяются. По результатам испытания скважин в открытом стволе подтверждена нефтегазоносность трещинных аргиллитов (скв. 78 Восточ- но-Мутынской площади, где получен приток газа дебитом 26,7 тыс.м
3
/сут и конденсата 2,3 т/сут. Проницаемость трещинных коллекторов определялась по результатам гидродинамических исследований и изменяется от первых тысячных до первых десятых долей мкм 5 На месторождениях Восточной Сибири трещинные, трещинно-по- ровые коллекторы в терригенных отложениях венд-рифейского возраста и представлены песчаниками, алевролитами с пористостью от 6 дои проницаемостью до 1·10
-3
мкм
2
, в которых наблюдаются вертикальные, го ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
5
ризонтальные, открытые и залеченные трещины шириной от 0,2·10
-3
м дом и длиной от 1·10
-3
до 5·10
-3
м.
Литолого-физические характеристики трещинно-
поровых коллекторов ачимовских отложений
Нижневаланжинские продуктивные отложения включают в себя горизонты БУ
16
, БУ
17
и БУ
18
, которые состоят из нескольких меридионально вытянутых пластов клиноформного строения, сформировавшихся в условиях некомпенсированного осадконакопления.
Литологическая характеристика продуктивных пластов ачимовских отложений может быть представлена как единая для всех пород-коллекторов.
Песчаники светло-серые, средне и мелкозернистые, аркозовые, с глинистым цементом. Количество обломочного материала составляет от 92 до
97 %. Размеры обломков колеблются от 0,01 до 0,39 мм, но чаще встречаются обломки размерами от 0,11 до 0,19 мм примесь алевритового материала колеблется от 5 до 15 %. Основные породообразующие материалы – полевые шпаты от 50 до
60 %, кварц от 25 до 35 %, обломки пород от 5 до 15 %, слюда от 0,5 до 10 %. Содержание цемента колеблется от 2 до 5 %. Цемент – пленочный, конфор- мно-регенерационный. Пленки в основном хлоритовые, часто прерывистые. Отдельные поры выполнены кальцитом.
По данным петрографических исследований породы-коллекторы пластов Ач
3-4
представлены мелкозернистыми песчаниками и алевролитами, отличающихся литологическим составом и содержанием цементирующего вещества. Песчаники светло-серые, кварц-полевошпатовые, мелко- и среднезернистые. Количество обломочного материала колеблется от 75 % до 95 %. Содержание кварца составляет 30-45 %, полевых шпатов 40-50 %, обломков пород 10-20 %, слюды 1-5 %. Содержание глинистого материала в цементе в среднем составляет 10-15 %, иногда достигая 25-35 Цемент в основном, порово-пленочный, реже пленочно-поровый, изредка встречается базальный и базально-поровый. Пленки хлоритовые. Отдельные поры выполнены кальцитом, реже каолинитом и сидеритом. Содержание кальцита составляет 1-2 %, редко превышает 6 Непроницаемые прослои пласта представлены карбонатными разностями, аргиллитами и глинистыми алевролитами.
Пласт Ач
5
литологически неоднороден и представляет переслаивание песчаников, алевролитов, с преобладанием последних.
В песчано-алевролитовых породах количество обломочного материала колеблется от 85 % до 93 %. Размеры обломков от 0,01 до 0,30 мм, но чаще
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
встречаются обломки размером 0,08-0,16 мм. Состав обломочного материала аналогичен таковому пласта Ач
3-4
. Цемент порово-плёночный, содержание его от 5 до 10 %. По составу цемент – хлоритовый, редко кальцитовый.
Пласт Ач
6
в песчаных фациях развит в юго-восточной части Уренгойского вала (Северо-Есетинская, Есетинская, Восточно-Уренгойская, Ево-
Яхинская, Ново-Уренгойская площади).
Песчаники светло-серые, серые мелко- и среднезернистые, переходящие прослоями в крупнозернистые алевролиты. Состав породообразующих компонентов – аркозовый с преобладанием полевых шпатов 40-45 % над кварцем 30-40 %, обломков пород от 8 до 17 %. Цемент карбонато-глинис- тый, порово-пленочного типа.
Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов ачимовс- ких отложений изменяются в широких проделах. Пористость варьирует от 10,5 до 23,1 %. Проницаемость отдельных образцов достигает от 7,9 до
14,1
⋅10
-3
мкм, но, как правило, ниже 1
⋅10
-3
мкм. Отсутствие стандартной зависимости между проницаемостью и пористостью объясняется большим содержанием вторичного порово-плёночного цемента хлоритового состава, который значительно сокращает сечение поровых каналов [6] (таблица В пласте Ач
3-4
пористость песчаников с карбонатным цементом изменяется от 2,2 до 5,8 %, проницаемость менее 0,01
⋅10
-3
мкм, ау большинства образцов пористость достигает от 14,4 до 20,9 %, проницаемость от 0,1 до 2
⋅10
-3
мкм
2
В пласте Ач
5
пористость песчаников с карбонатным цементом составляет от 8,2 до 18,2 %, Проницаемость достигает от 0,04 до 0,2
⋅10
-3
мкм, интервал изменения пористости у большинства образцов от 10,0 до 18,0 %, проницаемости – от 0,01 до 1
⋅10
-3
мкм
2
Учитывая сложное геологическое строение продуктивных пластов ачи- мовской толщи, породы-коллекторы которой представлены низкопроницае- мыми песчаниками и алевролитами с глинистыми глинисто-карбонатными цементом, с проницаемостью от 14
⋅10
-3
мкм
2
до 1
⋅10
-3
мкм, пористостью от
10 до 23,1% можно считать геологический фактор решающим при решении вопросов вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин.
Обоснование присутствия трещинно-
поровых и порово-трещинных коллекторов в нижне-валанжинских отложениях
А.Н. Бабушкиной, В.Г. Драцовым, В.Г. Фоменко на основе анализа и обобщения данных ГИС, лабораторных исследований образцов керна, испытания скважин предложена классификация коллекторов, установлены
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
3-4
. Цемент порово-плёночный, содержание его от 5 до 10 %. По составу цемент – хлоритовый, редко кальцитовый.
Пласт Ач
6
в песчаных фациях развит в юго-восточной части Уренгойского вала (Северо-Есетинская, Есетинская, Восточно-Уренгойская, Ево-
Яхинская, Ново-Уренгойская площади).
Песчаники светло-серые, серые мелко- и среднезернистые, переходящие прослоями в крупнозернистые алевролиты. Состав породообразующих компонентов – аркозовый с преобладанием полевых шпатов 40-45 % над кварцем 30-40 %, обломков пород от 8 до 17 %. Цемент карбонато-глинис- тый, порово-пленочного типа.
Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов ачимовс- ких отложений изменяются в широких проделах. Пористость варьирует от 10,5 до 23,1 %. Проницаемость отдельных образцов достигает от 7,9 до
14,1
⋅10
-3
мкм, но, как правило, ниже 1
⋅10
-3
мкм. Отсутствие стандартной зависимости между проницаемостью и пористостью объясняется большим содержанием вторичного порово-плёночного цемента хлоритового состава, который значительно сокращает сечение поровых каналов [6] (таблица В пласте Ач
3-4
пористость песчаников с карбонатным цементом изменяется от 2,2 до 5,8 %, проницаемость менее 0,01
⋅10
-3
мкм, ау большинства образцов пористость достигает от 14,4 до 20,9 %, проницаемость от 0,1 до 2
⋅10
-3
мкм
2
В пласте Ач
5
пористость песчаников с карбонатным цементом составляет от 8,2 до 18,2 %, Проницаемость достигает от 0,04 до 0,2
⋅10
-3
мкм, интервал изменения пористости у большинства образцов от 10,0 до 18,0 %, проницаемости – от 0,01 до 1
⋅10
-3
мкм
2
Учитывая сложное геологическое строение продуктивных пластов ачи- мовской толщи, породы-коллекторы которой представлены низкопроницае- мыми песчаниками и алевролитами с глинистыми глинисто-карбонатными цементом, с проницаемостью от 14
⋅10
-3
мкм
2
до 1
⋅10
-3
мкм, пористостью от
10 до 23,1% можно считать геологический фактор решающим при решении вопросов вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин.
Обоснование присутствия трещинно-
поровых и порово-трещинных коллекторов в нижне-валанжинских отложениях
А.Н. Бабушкиной, В.Г. Драцовым, В.Г. Фоменко на основе анализа и обобщения данных ГИС, лабораторных исследований образцов керна, испытания скважин предложена классификация коллекторов, установлены
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
качественные и количественные параметры оценки их нефтегазонасыщен- ности, предложены методы выделения трещиноватых зон в разрезе скважин геофизическими методами исследования
[ 6, 7, 8 ]. Поданным Червякова И.Б. и др. в ачимовских отложениях севера Западной Сибири выделяют четыре группы пород. В первую группу пород включены средне- и мелкозернистые песчаники с пористостью 12 %, обеспечивающие высокие дебиты, во вторую группу входят алевролиты и мелкозернистые песчаники с пористостью более 12 %, обеспечивающие среднедебитные притоки. В третью и четвертую группу включены песчано-алевролитовые породы пористостью менее 12 % с низкой карбонатностью и карбонатизированные породы, встречающиеся в виде прослоев среди других групп пород. К первой группе относятся поровые и трещинно-поровые коллекторы. Данные коллекторы выделяются в разрезе скв. 336 и скв. 409 Уренгойской и
Ново-Уренгойской площадей.
Трещинно-поровый тип коллектора обеспечивает дебиты скважин более тыс. м
3
/сут (скв. 710 Уренгойской, скв. 180 Северо-Есетинской, скв.
443 Ново-Уренгойской площадей).
Во вторую группу включены порово-трещинные коллекторы, характеризующиеся низкой поровой проницаемостью, где емкость коллектора обеспечивается порами, а проницаемость трещинами. Данный тип коллекторов установлен на Уренгойском и Восточно-Уренгойском месторождениях.
Третью группу пород составляют породы-коллекторы с пористостью менее 12 %, где поры сомкнуты и плохо связаны с друг другом, что даже в условиях трещиноватости, коллекторы оказываются непродуктивны (скв. 676 Уренгойской площади).
Породы четвертой группы теоретически могут быть трещинными коллекторами.
А.Н. Пономаревым и другими исследователями введено понятие оком- пенсированном притоке, когда приток флюида из трещин равен притоку из поровой системы в трещины, и некомпенсированном притоке флюида из трещин, когда приток флюида из трещин превышает приток из поровой системы в трещины
[ 9 СО. Денк для порово-трещинных и трещинно-поровых коллекторов предложена канально-дренажная и блоковая система фильтрации, оказывающая значительное влияние на технологию первичного и вторичного вскрытия. По его мнению канально-дренажная система формируется, как межблоковым поровым пространством, таки поровой проницаемостью отдельных пластов и пропластков. Блоковая система характеризуется большой
ёмкостью, и низкой проницаемостью. При режиме дренирования объекта канально-дренажной системы происходит стремительное опустошение дренажных каналов и медленное извлечение флюидов из блоков
[10].
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
[ 6, 7, 8 ]. Поданным Червякова И.Б. и др. в ачимовских отложениях севера Западной Сибири выделяют четыре группы пород. В первую группу пород включены средне- и мелкозернистые песчаники с пористостью 12 %, обеспечивающие высокие дебиты, во вторую группу входят алевролиты и мелкозернистые песчаники с пористостью более 12 %, обеспечивающие среднедебитные притоки. В третью и четвертую группу включены песчано-алевролитовые породы пористостью менее 12 % с низкой карбонатностью и карбонатизированные породы, встречающиеся в виде прослоев среди других групп пород. К первой группе относятся поровые и трещинно-поровые коллекторы. Данные коллекторы выделяются в разрезе скв. 336 и скв. 409 Уренгойской и
Ново-Уренгойской площадей.
Трещинно-поровый тип коллектора обеспечивает дебиты скважин более тыс. м
3
/сут (скв. 710 Уренгойской, скв. 180 Северо-Есетинской, скв.
443 Ново-Уренгойской площадей).
Во вторую группу включены порово-трещинные коллекторы, характеризующиеся низкой поровой проницаемостью, где емкость коллектора обеспечивается порами, а проницаемость трещинами. Данный тип коллекторов установлен на Уренгойском и Восточно-Уренгойском месторождениях.
Третью группу пород составляют породы-коллекторы с пористостью менее 12 %, где поры сомкнуты и плохо связаны с друг другом, что даже в условиях трещиноватости, коллекторы оказываются непродуктивны (скв. 676 Уренгойской площади).
Породы четвертой группы теоретически могут быть трещинными коллекторами.
А.Н. Пономаревым и другими исследователями введено понятие оком- пенсированном притоке, когда приток флюида из трещин равен притоку из поровой системы в трещины, и некомпенсированном притоке флюида из трещин, когда приток флюида из трещин превышает приток из поровой системы в трещины
[ 9 СО. Денк для порово-трещинных и трещинно-поровых коллекторов предложена канально-дренажная и блоковая система фильтрации, оказывающая значительное влияние на технологию первичного и вторичного вскрытия. По его мнению канально-дренажная система формируется, как межблоковым поровым пространством, таки поровой проницаемостью отдельных пластов и пропластков. Блоковая система характеризуется большой
ёмкостью, и низкой проницаемостью. При режиме дренирования объекта канально-дренажной системы происходит стремительное опустошение дренажных каналов и медленное извлечение флюидов из блоков
[10].
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Существует противоположная точка зрения на характер строения коллекторов ачимовской толщи, которая подтверждает существование только порового типа коллектора. Главным обоснованием такой точки зрения стали исследования проницаемости, выполненные на образцах керна, в результате которых было установлено присутствие в разрезе ачимовской толщи коллекторов с проницаемостью от 0,02 до 0,04 мкм и пористостью до 19 % Трещиноватость пород-коллекторов изучалась нами на основе анализа гидродинамических исследований скважин и фильтрационно-емкостных свойств пород ачимовских отложений Уренгойского месторождения.
Одной из важных характеристик пород-коллекторов является зависимость между проницаемостью и пористостью
К
f(К пр п, которая для коллекторов порового типа имеет линейных характер и высокие коэффициенты корреляции. Графики зависимости
К
f(К пр п, построенные для ачимов- ских отложений, носят нелинейный характер и имеют низкие значения коэффициентов корреляционного отношения, которые изменяются от 0,34 до
0,37, что свидетельствует о другом типе коллектора (рисунок 1, Трещиноватость коллекторов устанавливается при построении кривых восстановления давления, снятых при стационарной фильтрации, обработанных по методу Хорнера, где вид кривых, построенных по зависимости
1g
[
2 2
Р
Р (t)
−
] = f(t), определяет тип коллектора и степень загрязненности прискважинной зоны.
Кривая восстановления давления, обработанная по методу Хорнера для скв. 745, вскрывшей пласт Ач
3-4
в интервале 3762-3792 м, имеет вид выпуклой линии в сторону оси времени (t), что свидетельствует о трещиноватом пласте (рисунок Основной проблемой при изучении трещиноватости является проблема отнесения пород-коллекторов к порово-трещинному или трещинно-порово- му типу. У порового типа коллекторов основными проводящими каналами являются поры, а трещины играют подчиненную роль, у второго типа коллекторов преобладает трещинная проницаемость.
Для количественной оценки трещиноватости и отнесения коллектора к порово-трещинному или трещинно-поровому типу. ФИ. Котяховым
[11] был введен безразмерный коэффициент
β
, который определяется по формуле:
К
К
г ск
Кск
β
−
=
,
(1)
где Г – средняя проницаемость пласта по гидродинамическим исследованиям, мкм ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Одной из важных характеристик пород-коллекторов является зависимость между проницаемостью и пористостью
К
f(К пр п, которая для коллекторов порового типа имеет линейных характер и высокие коэффициенты корреляции. Графики зависимости
К
f(К пр п, построенные для ачимов- ских отложений, носят нелинейный характер и имеют низкие значения коэффициентов корреляционного отношения, которые изменяются от 0,34 до
0,37, что свидетельствует о другом типе коллектора (рисунок 1, Трещиноватость коллекторов устанавливается при построении кривых восстановления давления, снятых при стационарной фильтрации, обработанных по методу Хорнера, где вид кривых, построенных по зависимости
1g
[
2 2
Р
Р (t)
−
] = f(t), определяет тип коллектора и степень загрязненности прискважинной зоны.
Кривая восстановления давления, обработанная по методу Хорнера для скв. 745, вскрывшей пласт Ач
3-4
в интервале 3762-3792 м, имеет вид выпуклой линии в сторону оси времени (t), что свидетельствует о трещиноватом пласте (рисунок Основной проблемой при изучении трещиноватости является проблема отнесения пород-коллекторов к порово-трещинному или трещинно-порово- му типу. У порового типа коллекторов основными проводящими каналами являются поры, а трещины играют подчиненную роль, у второго типа коллекторов преобладает трещинная проницаемость.
Для количественной оценки трещиноватости и отнесения коллектора к порово-трещинному или трещинно-поровому типу. ФИ. Котяховым
[11] был введен безразмерный коэффициент
β
, который определяется по формуле:
К
К
г ск
Кск
β
−
=
,
(1)
где Г – средняя проницаемость пласта по гидродинамическим исследованиям, мкм ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
9
К
СК
– средневзвешенная поровая проницаемость по керновому материалу, мкм 21 19 17 15 13 11 7
9 0
1 2
3 4
5 6
Кп,%
Кпр, 10 мкм 2
(y = 0,05x
2
– 1,3147x + 8,6306; R
2
= Рисунок 1 - Зависимость проницаемости (К
ПР
) от открытой пористости (К
П
)
пл. Ач
3-4
Уренгойского месторождения поданным исследования керна 10 12 14 16 18 20 22 0
1 2
3 4
5 6
Кпр.10 мкм
Кп,%
-3 2
(y = 0,0407x
2
– 1,0355x + 6,6282; R
2
= Рисунок 2 - Зависимость проницаемости (К
ПР
) от открытой пористости (К
П
)
пл. Ач
5-6
Уренгойского месторождения поданным исследования керна ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
10 200 175 125 150 100 75 50 25 с t 1000 lg (
)
Рпл. -Рз
2 2
3,5 3,7 3,9 4,1 4,3 4,5 4,7 4,9 5,1 5,5 Рисунок 3 - Кривая восстановления давления скв. 745 Уренгойского месторождения, интервал 3782-3792 м, пл. Ач
3-4
По данным исследований ФИ. Котяхова, прочность горных пород при различных деформациях зависит от величины напряжения, прикладываемого к породе.
Когда величина напряжения достигает предела упругости горной породы, те. прекращает действовать закон Гука, то горная порода начинает разрушаться или пластически течь, а все процессы в данном случае характеризуются законом Сен-Венана. В отдельных случаях прочность песчаников на сжатие может изменяться от 28 до 50 МПа, а известняков – от 21 до
343 МПа
[ 11 Для получения информации об упругих свойствах горных пород можно использовать определения скорости распространения в них продольных и поперечных волн и метод измерения изменения объёма пор при сжатии по количеству вытесненной жидкости калиброванным капилляром.
Данный способ не обладает достаточной точностью измерения объёма порового пространства, так как качество замеров объёма пор связано сне- учтёнными объёмами в соединительных трубах, с отсутствием возможности избавиться от воздуха, который присутствует в соединительных трубках ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Состояние качества замеров скорости прохождения продольных и поперечных волн зависит от качества изготовления пьезокерамики датчиков и места их расположения на образце горной породы
[12]. Один из распространенных способов определения упругих свойств горных пород – метод измерения деформаций с помощью тензометров. Тензодатчики упругих измерителей продольных и поперечных деформаций соединены в мосты
Уинстона.
В течение опыта измеряются изменения длины и диаметра при приложении нагрузок. Регистрируемые величины разбаланса напряжений приводятся в соответствие с измеряемыми параметрами изменения длины и диаметра образца путем учета данных тарировок тензометров от давления и температуры. Данный способ не обладает достаточной точностью измерения упругих свойств пород, так как точность измерений зависит об разбалан- сировки мостов Уинстона и предварительной тарировки тензометров Для изучения упругих свойств осадочных пород нами использовались цилиндрические образцы керна, выпиленные параллельно напластованию, проэкстрагированные спиртобензольной смесью с известной газопроницаемостью. Перед определением упругих деформаций образцы керна высушивались до постоянной массы, насыщались водой, взвешивались и определялся первоначальный объем пор. Наследующем этапе образец керна устанавливают в кернодержатель установки и сжимают давлением перпендикулярно напластованию, выдерживают в течении 30 с до стабилизации давления, вынимают образец из кернодержателя, взвешивают, определяют объём пор после сжатия. Перед следующим сжатием насыщают образец водой под вакуумом, взвешивают, устанавливают в кернодержатель, сжимают давлением параллельно напластованию, равном давлению сжатия перпендикулярно напластованию. Операция по сжатию образца параллельно и перпендикулярно напластованию продолжаются до полного разрушения образца при увеличении давления сжатия на 2,0 МПа для каждой ступени. Поданным замеров изменения объема пор определяется коэффициент Пуассона на каждой ступени сжатия.
Расчет коэффициента Пуассона поданным взвешивания образцов для определения объема пор на каждой ступени проводят по специальной методике.
Принимаем соотношение объема пор образца и объема образца, дои после сжатия как постоянные величины:
п оп 'о ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
[12]. Один из распространенных способов определения упругих свойств горных пород – метод измерения деформаций с помощью тензометров. Тензодатчики упругих измерителей продольных и поперечных деформаций соединены в мосты
Уинстона.
В течение опыта измеряются изменения длины и диаметра при приложении нагрузок. Регистрируемые величины разбаланса напряжений приводятся в соответствие с измеряемыми параметрами изменения длины и диаметра образца путем учета данных тарировок тензометров от давления и температуры. Данный способ не обладает достаточной точностью измерения упругих свойств пород, так как точность измерений зависит об разбалан- сировки мостов Уинстона и предварительной тарировки тензометров Для изучения упругих свойств осадочных пород нами использовались цилиндрические образцы керна, выпиленные параллельно напластованию, проэкстрагированные спиртобензольной смесью с известной газопроницаемостью. Перед определением упругих деформаций образцы керна высушивались до постоянной массы, насыщались водой, взвешивались и определялся первоначальный объем пор. Наследующем этапе образец керна устанавливают в кернодержатель установки и сжимают давлением перпендикулярно напластованию, выдерживают в течении 30 с до стабилизации давления, вынимают образец из кернодержателя, взвешивают, определяют объём пор после сжатия. Перед следующим сжатием насыщают образец водой под вакуумом, взвешивают, устанавливают в кернодержатель, сжимают давлением параллельно напластованию, равном давлению сжатия перпендикулярно напластованию. Операция по сжатию образца параллельно и перпендикулярно напластованию продолжаются до полного разрушения образца при увеличении давления сжатия на 2,0 МПа для каждой ступени. Поданным замеров изменения объема пор определяется коэффициент Пуассона на каждой ступени сжатия.
Расчет коэффициента Пуассона поданным взвешивания образцов для определения объема пор на каждой ступени проводят по специальной методике.
Принимаем соотношение объема пор образца и объема образца, дои после сжатия как постоянные величины:
п оп 'о ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
где П – первоначальный объем пор образцам О
– объем образцам п '
- объем пор образца при давлении сжатиям- объем образца при давлении сжатиям Преобразуем выражение (п п '
'
V V
V V
o тогда объем образца после сжатия равен:
п п '
V Если выразить объемы пор через результаты взвешивания, тов этом случае получим выражение:
1
п
M
Mo
V
с
−
=
,
(5)
где М
– масса насыщенного водой образца в воздухе, кг М
О
– масса сухого образца, кг;
с
– плотность воды, кг/м
3
При сжатии образца давлением изменяется масса насыщенного водой образца.
Тогда объем пор равен:
1
п '
M
M
'
o
V
с
−
=
,
(6)
где М – масса насыщенного водой образца в воздухе после сжатия его давлением, кг
М
О
– масса сухого образца, кг;
с
– плотность воды, кг/м
3
Подставив в формулу (4) значения объема пор, получим o
'
1
o
1
o o
'
ɩ
o
'
ɩ
'
o
(7)
– объем образцам п '
- объем пор образца при давлении сжатиям- объем образца при давлении сжатиям Преобразуем выражение (п п '
'
V V
V V
o тогда объем образца после сжатия равен:
п п '
V Если выразить объемы пор через результаты взвешивания, тов этом случае получим выражение:
1
п
M
Mo
V
с
−
=
,
(5)
где М
– масса насыщенного водой образца в воздухе, кг М
О
– масса сухого образца, кг;
с
– плотность воды, кг/м
3
При сжатии образца давлением изменяется масса насыщенного водой образца.
Тогда объем пор равен:
1
п '
M
M
'
o
V
с
−
=
,
(6)
где М – масса насыщенного водой образца в воздухе после сжатия его давлением, кг
М
О
– масса сухого образца, кг;
с
– плотность воды, кг/м
3
Подставив в формулу (4) значения объема пор, получим o
'
1
o
1
o o
'
ɩ
o
'
ɩ
'
o
(7)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 12
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Если объем образца р то длина 'l
образца после сжатия равна р 2 'р или где
l
- первоначальная длина образцам- длина образца после сжатия, м.
После сжатия образца параллельно напластованию длина образца не меняется, а изменяется диаметр.
В этом случае получаем выражение 1
V
d o
4
M
M
l
∆
π
∆
⋅ =
, или После преобразования выражения (12) получим' 2
M где d
'
- диаметр образца после сжатиям- разность массы насыщенного и сухого образца после сжатия, кг- разность массы насыщенного и сухого образца первоначальная, кг. Коэффициент Пуассона (
ν
) представляет собой отношение относительной деформации образца вдоль оси
1
ε
к относительной деформации по периметру цилиндра
2
ε
и определяется по формуле ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
образца после сжатия равна р 2 'р или где
l
- первоначальная длина образцам- длина образца после сжатия, м.
После сжатия образца параллельно напластованию длина образца не меняется, а изменяется диаметр.
В этом случае получаем выражение 1
V
d o
4
M
M
l
∆
π
∆
⋅ =
, или После преобразования выражения (12) получим' 2
M где d
'
- диаметр образца после сжатиям- разность массы насыщенного и сухого образца после сжатия, кг- разность массы насыщенного и сухого образца первоначальная, кг. Коэффициент Пуассона (
ν
) представляет собой отношение относительной деформации образца вдоль оси
1
ε
к относительной деформации по периметру цилиндра
2
ε
и определяется по формуле ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
14 1
2
ε
ν =
ε
, тогда =
d
2
d
ε = ∆
,
(15, где l
∆
- относительное изменение длины, м - первоначальная длинам- относительное изменение диаметрам- первоначальный диаметр образца, м.
Подставляя результаты взвешиваний образцов дои после их сжатия, определяем коэффициенты Пуассона на каждой ступени давления.
По предложенной методике были проведены эксперименты по оценке упругих свойств керна ачимовских отложений скв. 743 Уренгойского месторождения и валанжинских отложений скв. 413 Ямбургского месторождения.
В экспериментах использовалась коллекция образцов не имеющих по- ровой проницаемости. В результате проведенных работ установлено, что валанжинские образцы имеют значения коэффициентов Пуассона от 0,1 до
0,15, а образцы ачимовских отложений имеют большой разброс значений коэффициентов 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. Исключение составляет образец 4, где значения коэффициентов Пуассона очень высокие, от 0,47 до 0,68. Поданным исследованиям такой образец следует отнести к неупругому телу, имеющему остаточную деформацию. При повышении давления с 6,0 до 12,0 МПа у большинства образцов наблюдается рост значений коэффициентов Пуассона и потеря образцами упругих свойств, что приводит к их полному разрушению. Такие различия в упругих свойствах пород валанжинских и ачимовских отложений свидетельствуют о том, что образцы керна ачимовских отложений подверглись значительным деформациями имеют сильную остаточную деформацию (таблица 1). Присутствие остаточной деформации у пород ачимовских отложений обусловливает появление трещиноватости и способствует образованию тре- щинно-поровых коллекторов [ 14 С преимущественно трещинной проницаемостью пород ачимовской толщи связана возможность получения притоков из практически непроницаемых, поданным исследований кернового материала, интервалов продуктивных пластов ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Таблица Результаты исследования упругих свойств образцов к
ерна
Но мер образца Давление сжатия
МПа
Дав ление сжатия
МПа
Дав ление сжатия
МПа
Дав ление сжатия
МПа
Дав ление сжатия
МПа
Дав ление сжатия
МПа
Дав ление сжатия
МПа
К
оэ ф
фициент
Пу ассона
К
оэ ф
фициент
Пу ассона
К
оэ ф
фициент
Пу ассона
К
оэ ф
фициент
Пу ассона
К
оэ ф
фициент
Пу ассона
К
оэ ф
фициент
Пу ассона
К
оэ ф
фициент
Пу ассона
Ачим
ов
ские
отложения 0,25 0,32 0,33 Разрушен Разрушен Разрушен Разрушен Разрушен Разрушен отложения 1
0,15 0,15 0,15 Разрушен Разрушен Разрушен -Разрушен Разрушен ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ерна
Но мер образца Давление сжатия
МПа
Дав ление сжатия
МПа
Дав ление сжатия
МПа
Дав ление сжатия
МПа
Дав ление сжатия
МПа
Дав ление сжатия
МПа
Дав ление сжатия
МПа
К
оэ ф
фициент
Пу ассона
К
оэ ф
фициент
Пу ассона
К
оэ ф
фициент
Пу ассона
К
оэ ф
фициент
Пу ассона
К
оэ ф
фициент
Пу ассона
К
оэ ф
фициент
Пу ассона
К
оэ ф
фициент
Пу ассона
Ачим
ов
ские
отложения 0,25 0,32 0,33 Разрушен Разрушен Разрушен Разрушен Разрушен Разрушен отложения 1
0,15 0,15 0,15 Разрушен Разрушен Разрушен -Разрушен Разрушен ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Оценка качества вскрытия продуктивных пластов месторождений Западной Сибири
Вскрытие и освоение продуктивных пластов месторождений Западной Сибири осуществляется в сложных геологических условиях. Это связано со сложностью геологического строения, как по разрезу, вскрываемых продуктивных пород, таки широким изменением физико-литологических свойств по площади распространения продуктивных пластов, наличием на отдельных месторождениях пластов с аномально высоким пластовым давлением и высокими пластовыми температурами, достигающими от 80 С до
115 С [ 14 Вскрытие продуктивных пластов проводится, как правило, на немине- рализованных глинистых растворах на водной основе, что вызывает кольма- тацию прискважинной зоны буровыми растворами, а проникновение фильтратов растворов в продуктивный пласт приводит к набуханию глинистых минералов, что может привести к полной изоляции скважины от пласта.
Возможное снижение фазовой проницаемости пород-коллекторов может происходить в результате следующих факторов
- изменения состояния глин при контакте с менее минерализованным фильтратом бурового раствора- образования водяного барьера, пластовое давление может быть недостаточным, чтобы вытеснить фильтрат бурового раствора из порового пространства пород- значительных репрессий, создаваемых при бурении скважин, в результате которых глинистые частицы раствора поступают в поровые каналы и закупоривают их- несовместимости солевого состава фильтрата бурового раствора и пластовых вод может вызвать осаждение солей в прискважинной зоне- выпадения асфальто-смоло-парафиновых образований (АСПО).
При вскрытии и освоении продуктивных пластов стоит проблема сохранения фильтрационных характеристик пласта при технологических операциях, либо проведения обработок прискважинных зон пласта, которые смогли бы обеспечить восстановление фильтрационных свойств или увеличить проницаемость продуктивного пласта.
Для предотвращения снижения коллекторских свойств продуктивных пластов необходимо использовать глиностабилизаторы или гидрофобные растворы. В качестве буровых растворов на углеводородной основе необходимо применять растворы, основными компонентами которых являются дизельное топливо или нефть с добавками поверхностно-активных веществ ПАВ ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Вскрытие и освоение продуктивных пластов месторождений Западной Сибири осуществляется в сложных геологических условиях. Это связано со сложностью геологического строения, как по разрезу, вскрываемых продуктивных пород, таки широким изменением физико-литологических свойств по площади распространения продуктивных пластов, наличием на отдельных месторождениях пластов с аномально высоким пластовым давлением и высокими пластовыми температурами, достигающими от 80 С до
115 С [ 14 Вскрытие продуктивных пластов проводится, как правило, на немине- рализованных глинистых растворах на водной основе, что вызывает кольма- тацию прискважинной зоны буровыми растворами, а проникновение фильтратов растворов в продуктивный пласт приводит к набуханию глинистых минералов, что может привести к полной изоляции скважины от пласта.
Возможное снижение фазовой проницаемости пород-коллекторов может происходить в результате следующих факторов
- изменения состояния глин при контакте с менее минерализованным фильтратом бурового раствора- образования водяного барьера, пластовое давление может быть недостаточным, чтобы вытеснить фильтрат бурового раствора из порового пространства пород- значительных репрессий, создаваемых при бурении скважин, в результате которых глинистые частицы раствора поступают в поровые каналы и закупоривают их- несовместимости солевого состава фильтрата бурового раствора и пластовых вод может вызвать осаждение солей в прискважинной зоне- выпадения асфальто-смоло-парафиновых образований (АСПО).
При вскрытии и освоении продуктивных пластов стоит проблема сохранения фильтрационных характеристик пласта при технологических операциях, либо проведения обработок прискважинных зон пласта, которые смогли бы обеспечить восстановление фильтрационных свойств или увеличить проницаемость продуктивного пласта.
Для предотвращения снижения коллекторских свойств продуктивных пластов необходимо использовать глиностабилизаторы или гидрофобные растворы. В качестве буровых растворов на углеводородной основе необходимо применять растворы, основными компонентами которых являются дизельное топливо или нефть с добавками поверхностно-активных веществ ПАВ ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Иногда вместо растворов на углеводородной основе применяют гидрофобные эмульсии на углеводородной основе, в которых дисперсионной средой является нефть или жидкие нефтепродукты от 90 % до 95 % в объеме раствора, вода от 5 % до 10 %, стабилизированные ПАВ.
При вскрытии и освоении слоисто-неоднородных пластов с низкой проницаемостью необходимы комплексы с технологиями по интенсификации выработки запасов из низкопроницаемых коллекторов. Решение данной задачи связано с комплексом мероприятий, направленных на интенсификацию притоков эксплуатационных скважин.
К данным технологиям можно отнести гидравлический разрыв пласта
(ГРП), бурение горизонтальных стволов, физико-химическое и физическое воздействие на слабопроницаемые интервалы продуктивных пластов и др.
Применение ГРП и бурение горизонтальных стволов может дать высокую эффективность работ при наличии сведений о геологическом строении продуктивных пластов и применением азимутальной ориентации трещин
ГРП.
Для повышения эффективности работ по интенсификации притоков физико-химическими и физическими методами необходимо проведение следующих работ- изменение технологий физико-химического воздействия на пласт, что связано с изменением давления нагнетания, последовательности и объемов закачки химических реагентов, а также технологий водоизоляции водопро- являющих интервалов- при разработке месторождений внедрение технологий заводнения с использованием растворов щелочей, кислот, ПАВ, позволяющих снизить поверхностное натяжение на границе нефть-вода;
- изучение параметров естественной и техногенной трещинноватости дои после ГРП;
- выбор области воздействия на прискважинную зону продуктивных пластов для восстановления исходных гидродинамических параметров обусловлено конкретными геолого-физическими характеристиками пород-коллекторов.
Оценка качества вскрытия продуктивных пластов поданным лабораторных исследований является прогнозной. Она основана на проведении исследований на образцах при моделировании пластовых условий вскрытия продуктивных пластов.
В последние годы исследователями для оценки продуктивности используется уравнение Дюпюи для радиального притока при псевдоустано- вившемся режиме ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
При вскрытии и освоении слоисто-неоднородных пластов с низкой проницаемостью необходимы комплексы с технологиями по интенсификации выработки запасов из низкопроницаемых коллекторов. Решение данной задачи связано с комплексом мероприятий, направленных на интенсификацию притоков эксплуатационных скважин.
К данным технологиям можно отнести гидравлический разрыв пласта
(ГРП), бурение горизонтальных стволов, физико-химическое и физическое воздействие на слабопроницаемые интервалы продуктивных пластов и др.
Применение ГРП и бурение горизонтальных стволов может дать высокую эффективность работ при наличии сведений о геологическом строении продуктивных пластов и применением азимутальной ориентации трещин
ГРП.
Для повышения эффективности работ по интенсификации притоков физико-химическими и физическими методами необходимо проведение следующих работ- изменение технологий физико-химического воздействия на пласт, что связано с изменением давления нагнетания, последовательности и объемов закачки химических реагентов, а также технологий водоизоляции водопро- являющих интервалов- при разработке месторождений внедрение технологий заводнения с использованием растворов щелочей, кислот, ПАВ, позволяющих снизить поверхностное натяжение на границе нефть-вода;
- изучение параметров естественной и техногенной трещинноватости дои после ГРП;
- выбор области воздействия на прискважинную зону продуктивных пластов для восстановления исходных гидродинамических параметров обусловлено конкретными геолого-физическими характеристиками пород-коллекторов.
Оценка качества вскрытия продуктивных пластов поданным лабораторных исследований является прогнозной. Она основана на проведении исследований на образцах при моделировании пластовых условий вскрытия продуктивных пластов.
В последние годы исследователями для оценки продуктивности используется уравнение Дюпюи для радиального притока при псевдоустано- вившемся режиме ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
18
(
)
r
1,16 Q
b к
Р
Р
ln
S
т пл
К h
4
rc
3
⎛
⎞
⎜
⎟
⎜
⎟
⎝
⎠
⋅ ⋅µ⋅
−
=
⋅
− +где
Q
– дебит жидкости, м
3
/сут;
µ
– динамическая вязкость флюида, Па
⋅с;
К
– проницаемость пластам вскрытая толщина пластам к – радиус контура питания, м – радиус скважины, м – скин-эффект;
Рпл
– среднее пластовое давление, МПа;
Рт
– текущее пластовое давление, МПа – объёмный коэффициент нефти, доли.
Существенную информацию о состоянии прискважинной зоны может дать скин-эффект, физический смысл которого, - потеря энергии движения давления) флюида при движении в прискважинной зоне пласта (ПЗП).
При рассмотрении величины скин-эффекта ориентируются наследующие значения -2
<
– проницаемость прискважинной зоны повышена вследствие проведения гидравлического разрыва пласта S 1
− ≤ ≤
- проницаемость прискважинной зоны изменена незначительно 3
>
- проницаемость прискважинной зоны пласта заметно понижена, что может служить основанием для проведения работ по увеличению фильтрационных характеристик пласта S 3
− < <
– оптимальное значение скин-эффекта.
Фактические значения скин-эффекта рассчитываются по уравнению:
r
К
п
S
1 К п где К – проницаемость пласта в ПЗП, мкм
2
;
Кп
– проницаемость поврежденной зоны ПЗП, мкм
2
;
rп
– радиус поврежденной зоны, м – радиус скважины, м ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Соответственно при использовании лабораторных исследований на образцах керна формула для определения скин-эффекта примет вид:
r
1
ф
S
1 ln
,
rc
⎛
⎞
⎜
⎟
⎝
⎠
=
− где
β
– коэффициент восстановления проницаемости образца керна после воздействия на него фильтратом технической жидкости, доли;
rф
– радиус зоны проникновения фильтрата жидкости в пласт, м – радиус скважины, м.
Прогнозная оценка радиуса проникновения фильтрата технологической жидкости в пласт [ 15 ] принимается V t r
r
(1
)
c ф
К
r пэ c
⋅ ⋅
= где
V
– линейная скорость фильтрации, мс – время воздействия фильтрата на пласт при вскрытии, с;
Кпэ
– эффективная пористость пласта, доли – радиус скважины, м.
Объёмная скорость фильтрации фильтрата технологической жидкости в пласт может быть определена исходя из линейной скорости, определяемой экспериментально на образцах керна [ 15 ]. Линейная скорость фильтрации вычисляется по формуле q
V
,
S K
(1
)
К
п ов
⋅
=
⋅
⋅ где
V
– линейная скорость, м/сут;
q
– расход жидкости через поры, см
3
/с;
S
– площадь поперечного сечения образца, см
2
;
Kп
– пористость, доли;
Ков
– остаточная водонасыщенность, доли.
Для оценки качества вскрытия и освоения продуктивных пластов поданным исследования кернового материала необходима следующая информация ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
r
1
ф
S
1 ln
,
rc
⎛
⎞
⎜
⎟
⎝
⎠
=
− где
β
– коэффициент восстановления проницаемости образца керна после воздействия на него фильтратом технической жидкости, доли;
rф
– радиус зоны проникновения фильтрата жидкости в пласт, м – радиус скважины, м.
Прогнозная оценка радиуса проникновения фильтрата технологической жидкости в пласт [ 15 ] принимается V t r
r
(1
)
c ф
К
r пэ c
⋅ ⋅
= где
V
– линейная скорость фильтрации, мс – время воздействия фильтрата на пласт при вскрытии, с;
Кпэ
– эффективная пористость пласта, доли – радиус скважины, м.
Объёмная скорость фильтрации фильтрата технологической жидкости в пласт может быть определена исходя из линейной скорости, определяемой экспериментально на образцах керна [ 15 ]. Линейная скорость фильтрации вычисляется по формуле q
V
,
S K
(1
)
К
п ов
⋅
=
⋅
⋅ где
V
– линейная скорость, м/сут;
q
– расход жидкости через поры, см
3
/с;
S
– площадь поперечного сечения образца, см
2
;
Kп
– пористость, доли;
Ков
– остаточная водонасыщенность, доли.
Для оценки качества вскрытия и освоения продуктивных пластов поданным исследования кернового материала необходима следующая информация ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
20
- литологическое описание пород – коллекторов с привязкой к интервалам залегания- химический состав и минерализация пластовой и остаточной воды- средние значения проницаемости и пористости пород – коллекторов продуктивного пласта- динамическая вязкость нефти и пластовой воды- пластовые давления и температура- величина репрессии при вскрытии и депрессии при освоении продуктивных пластов- продолжительность процесса вскрытия и освоения продуктивного пласта- состав и свойства технологических жидкостей, применяемых для вскрытия и освоения продуктивных пластов.
Определение влияния проникновения технологических жидкостей в поровые породы-коллекторы
Поровые породы-коллекторы обладают поровой проницаемостью, обусловленной наличием систем поровых каналов, которые способны пропускать через себя жидкости или газы. При вскрытии скважиной разреза горных пород, представленных поровыми коллекторами, происходит проникновение фильтратов промывочных жидкостей в поровое пространство пород-коллекторов, что приводит к снижению проницаемости.
Проницаемость породы будет определять возможность получения промышленных дебитов из интервалов, вскрытых скважной. С этой целью выбирают образцы горных пород, на которых в лабораторных условиях определяют влияние проникновения фильтратов технологических жидкостей на проницаемость керна.
Для этих целей применяется следующие оборудование и материалы- аналитические весы с точностью 0,01 г- образцы горных пород- установка, моделирующая пластовые условия- вакуумная установка- центрифуга с горизонтальным ротором- фильтр-пресс;
- фильтраты технологических жидкостей- углеводородные жидкости.
В качестве поровых сред используются образцы керна с различными значениями проницаемости. У каждого образца определяется абсолютная проницаемость и замоделированная одним из косвенных методов остаточная водонасыщеность и начальная нефтенасыщенность.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Остаточная водонасыщенность является в данном случае ёмкостным параметром, характеризующим количество неподвижной воды, не участвующей в фильтрационных процессах.
Известны три наиболее широко распространенные источника получения данных о величине остаточной водонасыщенности:
-изучение остаточной воды в образцах керна, отобранного из скважин, пробуренных с применением растворов на нефтяной основе (РНО);
-геофизические методы определения остаточной водонасыщенности, основанные на количественной интерпретации каротажных диаграмм;
-лабораторные методы исследования, основанные на воспроизведении пластовых условий образования остаточной воды на экстрагированных образцах керна.
В тех случаях, когда насыщенность водой определяется по первой группе методов, называемых прямыми, то при этом следует учитывать условия отбора керна, его сохранность и возможность проникновения в него фильтрата бурового раствора. Геофизические методы определения остаточной водонасыщеннности, несмотря на их широкое распространение, также имеют большое количество недостатков. Одним из них является то, что бурение большинства скважин ведётся на глинистых растворах, фильтрат которых, образуя значительные зоны проникновения в пластах, смешивается с остаточной водой, что искажает правильность интерпретации каротажных диаграмм. Указанные обстоятельства обусловили необходимость использования лабораторных методов моделирования остаточной воды, выделяемых в особую группу косвенных методов.
Среди лабораторных методов исследования остаточной водонасыщен- ности наиболее подробно описаны в отечественной и зарубежной литературе следующие методы хлоридный, испарения, метод Мессера, аспирационной термомассометрии, капиллярного впитывания, центрифугирования, капиллярных давлений и вытеснения углеводородными жидкостями [ 7, 8 Первые четыре метода подробно освещены в работах Ханина А.А.,
Тульбовича Б.И. и др. [ 16, 17 ]. При этом на количество и распределение остаточной воды, определяемой вышеописанными методами, влияет ряд факторов, которые ещё недостаточно изучены. Например, в методе испарения значительное влияние оказывает относительная влажность, температура окружающей среды, а в методе капиллярного впитывания недостаточно изучены влияние степени уплотнения мела и его влагоёмкость.
В большинстве научных и производственных организаций эти методы не имеют широкого применения по сравнению с остальными вышеописанными ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Известны три наиболее широко распространенные источника получения данных о величине остаточной водонасыщенности:
-изучение остаточной воды в образцах керна, отобранного из скважин, пробуренных с применением растворов на нефтяной основе (РНО);
-геофизические методы определения остаточной водонасыщенности, основанные на количественной интерпретации каротажных диаграмм;
-лабораторные методы исследования, основанные на воспроизведении пластовых условий образования остаточной воды на экстрагированных образцах керна.
В тех случаях, когда насыщенность водой определяется по первой группе методов, называемых прямыми, то при этом следует учитывать условия отбора керна, его сохранность и возможность проникновения в него фильтрата бурового раствора. Геофизические методы определения остаточной водонасыщеннности, несмотря на их широкое распространение, также имеют большое количество недостатков. Одним из них является то, что бурение большинства скважин ведётся на глинистых растворах, фильтрат которых, образуя значительные зоны проникновения в пластах, смешивается с остаточной водой, что искажает правильность интерпретации каротажных диаграмм. Указанные обстоятельства обусловили необходимость использования лабораторных методов моделирования остаточной воды, выделяемых в особую группу косвенных методов.
Среди лабораторных методов исследования остаточной водонасыщен- ности наиболее подробно описаны в отечественной и зарубежной литературе следующие методы хлоридный, испарения, метод Мессера, аспирационной термомассометрии, капиллярного впитывания, центрифугирования, капиллярных давлений и вытеснения углеводородными жидкостями [ 7, 8 Первые четыре метода подробно освещены в работах Ханина А.А.,
Тульбовича Б.И. и др. [ 16, 17 ]. При этом на количество и распределение остаточной воды, определяемой вышеописанными методами, влияет ряд факторов, которые ещё недостаточно изучены. Например, в методе испарения значительное влияние оказывает относительная влажность, температура окружающей среды, а в методе капиллярного впитывания недостаточно изучены влияние степени уплотнения мела и его влагоёмкость.
В большинстве научных и производственных организаций эти методы не имеют широкого применения по сравнению с остальными вышеописанными ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Метод аспирационной термомассометрии, разработанный Морозови- чем ЯР, пока применяется, как прикладной для изучения форм связи воды с породой и массового применения не имеет.
Самым распространённым лабораторным методом, позволяющим быстро оценивать остаточную водонасыщенность, является метод центрифугирования. Физическая сущность метода состоит в вытеснении из образцов пород воды под действием центробежных сил, возникающих при вращении ротора центрифуги.
В основе метода центрифугирования лежит достижение больших перепадов давления на границе двух фаз. Капиллярное давление, развиваемое при этом, можно определить по формуле [ 17 ]:
(
)
8 2
P
1,1 10
R h
,
1 п к ⋅ где к - капиллярное давление, МПа;
п
- число оборотов, мин - радиус вращениям- высота кернами плотность флюидов, кг/м
3
Режимы для воспроизведения остаточной водонасыщенности методом центрифугирования были приняты на основе специальных исследований при скорости вращения 262 рад/с, а продолжительность центрифугирования образцов длиной 0,028 м составляет 30 мин. При этом величина капиллярного давления, развиваемого на центрифуге, изменялась от нуля до 0,449 МПа. Кроме этого, в лабораторной практике по моделированию остаточной во- донасыщенности в составных колонках, а также на отдельных образцах, рекомендуют пользоваться методом вытеснения воды из полностью водо- насыщенного керна керосином или вязким маслом до тех пор, пока водонас- ыщенность не будет соответствовать содержанию остаточной воды [ 18 Такие исследования выполнены автором на единичных образцах керна
Варьёганского месторождения. Вытеснение воды осуществлялось очищенным керосином при давлении 1,5 МПа, при этом прокачивалось до 10-15 по- ровых объёмов керосина. Особое место среди косвенных методов определения остаточной водонасыщенности занимает метод капиллярных давлений. Он позволяет получить наиболее достоверные результаты. Сущность метода состоит в вытеснении воды через полупроницаемую мембрану из водона- сыщенного образца под воздействием постепенного повышения давления. Вытеснение воды из образца при определённом давлении происходит до тех пор, пока давление вытеснения не будет равно суммарному капиллярному давлению, определяемому по формуле ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Самым распространённым лабораторным методом, позволяющим быстро оценивать остаточную водонасыщенность, является метод центрифугирования. Физическая сущность метода состоит в вытеснении из образцов пород воды под действием центробежных сил, возникающих при вращении ротора центрифуги.
В основе метода центрифугирования лежит достижение больших перепадов давления на границе двух фаз. Капиллярное давление, развиваемое при этом, можно определить по формуле [ 17 ]:
(
)
8 2
P
1,1 10
R h
,
1 п к ⋅ где к - капиллярное давление, МПа;
п
- число оборотов, мин - радиус вращениям- высота кернами плотность флюидов, кг/м
3
Режимы для воспроизведения остаточной водонасыщенности методом центрифугирования были приняты на основе специальных исследований при скорости вращения 262 рад/с, а продолжительность центрифугирования образцов длиной 0,028 м составляет 30 мин. При этом величина капиллярного давления, развиваемого на центрифуге, изменялась от нуля до 0,449 МПа. Кроме этого, в лабораторной практике по моделированию остаточной во- донасыщенности в составных колонках, а также на отдельных образцах, рекомендуют пользоваться методом вытеснения воды из полностью водо- насыщенного керна керосином или вязким маслом до тех пор, пока водонас- ыщенность не будет соответствовать содержанию остаточной воды [ 18 Такие исследования выполнены автором на единичных образцах керна
Варьёганского месторождения. Вытеснение воды осуществлялось очищенным керосином при давлении 1,5 МПа, при этом прокачивалось до 10-15 по- ровых объёмов керосина. Особое место среди косвенных методов определения остаточной водонасыщенности занимает метод капиллярных давлений. Он позволяет получить наиболее достоверные результаты. Сущность метода состоит в вытеснении воды через полупроницаемую мембрану из водона- сыщенного образца под воздействием постепенного повышения давления. Вытеснение воды из образца при определённом давлении происходит до тех пор, пока давление вытеснения не будет равно суммарному капиллярному давлению, определяемому по формуле ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
23 2
cos
P P
,
к
R
δ
θ
⋅
=
=
(23)
где
Рк
- капиллярное давление, МПа
δ
- величина поверхностного натяжения, мН/м; cos
θ угол смачивания в каждом конкретном случае неизвестен, обычно считают равным 0;
R - радиус капилляров, м.
Методика проведения экспериментов и интерпретация полученных результатов опубликована во многих литературных источниках [ 17, 18 Следует отметить роль вытесняющей фазы при вытеснении воды из образцов. Использование в качестве вытесняющего агента керосина или нефти наиболее эффективно приближает условия опыта к пластовым. Поданным А. Роуза и А. Брюса вода при вытеснении воздухом из пор образца может выходить их тупиковых пор путём диффузии, тогда как при использовании нефти такого явления не происходит [ 19 Величина остаточной водонасыщенности, полученная при вытеснении воздухом, будет несколько ниже, чем при использовании в качестве вытесняющего агента нефти.
В наших экспериментах остаточная водонасыщенность образцов моделировалась в групповых камерах. Давление вытеснения повышалось ступенями до давления прорыва, равного 0,5 МПа.
Однако использование метода капиллярных давлений ограничено отсутствием данных о поверхностном натяжении на границе нефть – вода в различных пластах, длительностью опытов, применением мембран с низким давлением прорыва керосина до 0,10 - 0,12 МПа, воздуха - 0,15 - 0,30 МПа.
Необходимым условием использования рассматриваемых методов для оценки остаточной водонасыщенности пластов является сопоставление их с прямым методом. Для сравнения данных косвенных лабораторных методов с прямыми выполнены исследования на образцах керна скв. 106 Варьёган- ского месторождения. Результаты экспериментов представлены в виде графиков зависимости остаточной водонасыщенности от газопроницаемости рисунок 4). Рассмотрим зависимости
( К К
ов пр для пород-коллекторов пластов
БВ Варьёганского месторождения в условиях, при которых остаточная вода моделируется искусственно, и сопоставим их с результатами прямого метода её определения. Характер этих зависимостей обусловливается особенностями строения структуры порового пространства ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Считается, что остаточная вода не только заполняет тупиковые поры, но и покрывает стенки поровых каналов. Характерной особенностью песча- но-алевролитовых пород пластов группы БВ является наличие глинистого цемента и более частая встречаемость тонких пори каналов.
Как показывает анализ процесса вытеснения воды углеводородной жидкостью, движение флюидов в этом случае происходит лишь по крупными средним порам, не затрагивая мелкие, тем самым
Ков в коллекторах II и III классов по Ханину А.А. будет завышен по сравнению с результатами центрифугирования и капилляриметрии на 6 % - 8 %, а прямого метода на
14 % - 15 % (рисунок 4).
1 2
3 4
Кпр,10 мкм 10 30 100 300 10 20 30 40 50 60 1
2 Рисунок 4 - График зависимости остаточной водонасыщенности (К
ов
) от абсолютной проницаемости (К
пр
) пл. БВ Варьёганского месторождения – прямой метод определения К
ОВ
= 44,7 – 10,5 lg К
ПР
; R = 0.91;
2 – центрифугирование К
ОВ
= 63,1 – 14,9 lg ПР R = 0,97;
3 – капиллярометрия К
ОВ
= 58,5 – 13,0 lg К
ПР
; R = 0,87;
4 – вытеснение углеводородной жидкостью К
ОВ
= 54,7–7,8 lg К
ПР
; R = Для коллекторов с низким классом проницаемости эти расхождения сохраняются, а зависимости, полученные поданным центрифугирования и капиллярометрии, приближаются к методу вытеснения. По прямому методу сближения зависимостей не происходит. Такие явления для косвенных методов вполне закономерны, поскольку они связаны с увеличением числа тонких и уменьшением числа крупных и средних пор для низкопроницае- мых образцов.
На месторождении остаточная водонасыщенность, определённая поданным прямого метода, может сильно отличаться от моделируемой. Экспериментально оценить содержание воды с помощью косвенных методов
Как показывает анализ процесса вытеснения воды углеводородной жидкостью, движение флюидов в этом случае происходит лишь по крупными средним порам, не затрагивая мелкие, тем самым
Ков в коллекторах II и III классов по Ханину А.А. будет завышен по сравнению с результатами центрифугирования и капилляриметрии на 6 % - 8 %, а прямого метода на
14 % - 15 % (рисунок 4).
1 2
3 4
Кпр,10 мкм 10 30 100 300 10 20 30 40 50 60 1
2 Рисунок 4 - График зависимости остаточной водонасыщенности (К
ов
) от абсолютной проницаемости (К
пр
) пл. БВ Варьёганского месторождения – прямой метод определения К
ОВ
= 44,7 – 10,5 lg К
ПР
; R = 0.91;
2 – центрифугирование К
ОВ
= 63,1 – 14,9 lg ПР R = 0,97;
3 – капиллярометрия К
ОВ
= 58,5 – 13,0 lg К
ПР
; R = 0,87;
4 – вытеснение углеводородной жидкостью К
ОВ
= 54,7–7,8 lg К
ПР
; R = Для коллекторов с низким классом проницаемости эти расхождения сохраняются, а зависимости, полученные поданным центрифугирования и капиллярометрии, приближаются к методу вытеснения. По прямому методу сближения зависимостей не происходит. Такие явления для косвенных методов вполне закономерны, поскольку они связаны с увеличением числа тонких и уменьшением числа крупных и средних пор для низкопроницае- мых образцов.
На месторождении остаточная водонасыщенность, определённая поданным прямого метода, может сильно отличаться от моделируемой. Экспериментально оценить содержание воды с помощью косвенных методов
1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 12
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
трудно, необходимо вносить соответствующие поправки, полученные при прямом методе определения.
Анализ результатов изучения зависимостей
( К К
ов пр позволяет сделать следующие выводы:
-косвенные методы моделирования остаточной водонасыщенности завышают её значение. Особенно велико искажение данного параметра при методе вытеснения воды углеводородными жидкостями;
-при проведении экспериментальных работ, когда возникает необходимость в моделировании начальной нефтенасыщенности в экстрагированных образцах, остаточную воду можно определять при помощи одного из косвенных методов, но полученные результаты следует приводить в соответствие сданными прямого метода её определения.
Исследование влияния проникновения фильтратов буровых растворов в образцы керна
Испытание буровых растворов на образцах керна широко распространено во многих нефтегазодобывающих компаниях. Наиболее популярные и современные методики исследования фазовой проницаемости углеводородов проводились многими авторами, в том числе Глумовым И.Ф., Берези- ным В.М., Котяховым ФИ. и др.
Митрофанов В.П. и др. [ 20 ] рассматривали исследования фазовой проницаемости нефти и влияние проникновения полисахаридных растворов на фильтрационные свойства пород-коллекторов, опыты проводились на одиночных образцах керна при соблюдении пластовых условий. Для однозначности интерпретации изменения проницаемости пород после воздействия различных буровых растворов образцы группировались в группы.
Для проведения экспериментальных работ со слоисто-неоднородными средами Керимовым М.З. и Юсифовым Р.А. была предложена методика и схема экспериментальной установки [ 21 ]. В ООО «ПермьНИПИнефть» разработана методика оценки влияния буровых растворов на коллекторские свойства пород с использованием составных моделей образцов в соответствии с требованиями ОСТ 39-195-86 [ 22 ]. Для решения проблем качественного вскрытия продуктивных пластов
Поликарпов АД, Юркив НИ. и др. [ 23 ] проводили оценку влияния буровых растворов на кольматацию пористых сред, представленных терригенными породами.
Рабинович Н.Р., Яковенко В.И., Куксов А.К. и др. разработали методику оценки качества вскрытия и освоения скважин, РД 39-0147009-509-85 [24]. Методическое руководство предназначено для оценки качества вскрытия и
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Анализ результатов изучения зависимостей
( К К
ов пр позволяет сделать следующие выводы:
-косвенные методы моделирования остаточной водонасыщенности завышают её значение. Особенно велико искажение данного параметра при методе вытеснения воды углеводородными жидкостями;
-при проведении экспериментальных работ, когда возникает необходимость в моделировании начальной нефтенасыщенности в экстрагированных образцах, остаточную воду можно определять при помощи одного из косвенных методов, но полученные результаты следует приводить в соответствие сданными прямого метода её определения.
Исследование влияния проникновения фильтратов буровых растворов в образцы керна
Испытание буровых растворов на образцах керна широко распространено во многих нефтегазодобывающих компаниях. Наиболее популярные и современные методики исследования фазовой проницаемости углеводородов проводились многими авторами, в том числе Глумовым И.Ф., Берези- ным В.М., Котяховым ФИ. и др.
Митрофанов В.П. и др. [ 20 ] рассматривали исследования фазовой проницаемости нефти и влияние проникновения полисахаридных растворов на фильтрационные свойства пород-коллекторов, опыты проводились на одиночных образцах керна при соблюдении пластовых условий. Для однозначности интерпретации изменения проницаемости пород после воздействия различных буровых растворов образцы группировались в группы.
Для проведения экспериментальных работ со слоисто-неоднородными средами Керимовым М.З. и Юсифовым Р.А. была предложена методика и схема экспериментальной установки [ 21 ]. В ООО «ПермьНИПИнефть» разработана методика оценки влияния буровых растворов на коллекторские свойства пород с использованием составных моделей образцов в соответствии с требованиями ОСТ 39-195-86 [ 22 ]. Для решения проблем качественного вскрытия продуктивных пластов
Поликарпов АД, Юркив НИ. и др. [ 23 ] проводили оценку влияния буровых растворов на кольматацию пористых сред, представленных терригенными породами.
Рабинович Н.Р., Яковенко В.И., Куксов А.К. и др. разработали методику оценки качества вскрытия и освоения скважин, РД 39-0147009-509-85 [24]. Методическое руководство предназначено для оценки качества вскрытия и
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
выбора рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия продуктивных пластов.
Для проведения подготовительных работ и предварительных исследований необходимы кернообрабатывающие устройства аппаратура для экстрагирования кернов, определения их пористости и газопроницаемости приборы для определения параметров буровых растворов и других рабочих жидкостей устройства для отбора фильтрата в статическом или динамическом режиме. В экспериментальной установке (рис. 5) в пластовых условиях происходит донасыщение порового пространства углеводородной жидкостью и определяется первоначальная проницаемость образца по углеводородной жидкости
K1
и лишь после этого в образцы закачивается фильтрат технологической жидкости. С этой целью к образцу прикладывается перепад давления, равный репрессии при вскрытии пласта. Время фильтрации определяется из времени контакта технологической жидкости с пластом. После закачки фильтрата в образец его вытесняют из керна углеводородной жидкостью, закачиваемой с противоположной стороны образца (обратная фильтрация) при давлении, равном депрессии, прилагаемой к пласту при освоении скважины. Наследующем этапе определяется проницаемость образца по углеводородной жидкости Рисунок 5 - Схема приставки к установке для исследования проникновения фильтрата бурового раствора в образцы пород – гидравлический пресс 2 – буферная емкость 3, 4, 5 – емкости для нефти,
бурового раствора, масла 6 – кернодержатель; 7 – образец керна 8, 9, 11 манометры 10 – мерная бюретка 12 – баллон
Замер проницаемостей по углеводородной жидкости K
1
и K
2
проводится при различных градиентах давления и определяется по формуле q
µ
Ʉ
,
,
(24)
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Для проведения подготовительных работ и предварительных исследований необходимы кернообрабатывающие устройства аппаратура для экстрагирования кернов, определения их пористости и газопроницаемости приборы для определения параметров буровых растворов и других рабочих жидкостей устройства для отбора фильтрата в статическом или динамическом режиме. В экспериментальной установке (рис. 5) в пластовых условиях происходит донасыщение порового пространства углеводородной жидкостью и определяется первоначальная проницаемость образца по углеводородной жидкости
K1
и лишь после этого в образцы закачивается фильтрат технологической жидкости. С этой целью к образцу прикладывается перепад давления, равный репрессии при вскрытии пласта. Время фильтрации определяется из времени контакта технологической жидкости с пластом. После закачки фильтрата в образец его вытесняют из керна углеводородной жидкостью, закачиваемой с противоположной стороны образца (обратная фильтрация) при давлении, равном депрессии, прилагаемой к пласту при освоении скважины. Наследующем этапе определяется проницаемость образца по углеводородной жидкости Рисунок 5 - Схема приставки к установке для исследования проникновения фильтрата бурового раствора в образцы пород – гидравлический пресс 2 – буферная емкость 3, 4, 5 – емкости для нефти,
бурового раствора, масла 6 – кернодержатель; 7 – образец керна 8, 9, 11 манометры 10 – мерная бюретка 12 – баллон
Замер проницаемостей по углеводородной жидкости K
1
и K
2
проводится при различных градиентах давления и определяется по формуле q
µ
Ʉ
,
,
(24)
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
где
K
– проницаемость по углеводородной жидкости, м вязкость жидкости, Пас расход жидкости, мс l – длина образцам площадь поперечного сечения образцам Р – перепад давления, Па.
После очистки порового пространства от остатков фильтрата бурового раствора и определения проницаемости по углеводородной жидкости, рассчитывается коэффициент восстановления проницаемости,
β, доли ед. по формуле:
К2
К1
,
β где К – проницаемость по углеводородной жидкости после закачки фильтрата жидкости, мкм К – первоначальная проницаемость по углеводородной жидкости, мкм
2
Для проведения экспериментальных работ для пород-коллекторов Восточной Сибири по оценке влияния проникновения буровых растворов в трещинные, трещинно-поровые коллекторы, которыми представлены продуктивные отложения Абаканской и Ильбокичской площадей, необходимо предложить отдельный раздел методики. Для определения проницаемости, обусловленной трещиноватостью породы, можно использовать образцы керна с естественными трещинами, у которых поровая проницаемость отсутствует или трещина в образце моделируется искусственно – путем раскалывания образца по диаметру. С этой целью отбирают образцы, имеющие горизонтальную слоистость, чтобы трещина была горизонтальной и выдержанной без косых сколов внутри образца породы.
Проэкстрагированные образцы керна, не имеющие поровой проницаемости, с горизонтальной слоистостью раскалываются по осевой части пополам, чтобы форма трещины была ровной и располагалась она параллельно напластованию. В образцах моделируются остаточная водонасыщенность капиллярной вытяжкой и начальная нефтенасыщенность насыщением по- рового пространства керосином под вакуумом. Перед установкой образца в кернодержатель замеряются геометрические размеры образца и фиксируется размер трещины. Вычисляют площадь поперечного сечения трещины и ее длину.
Для проведения эксперимента по определению проницаемости трещиноватой породы образец керна устанавливают в кернодержателе, сжи-
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
K
– проницаемость по углеводородной жидкости, м вязкость жидкости, Пас расход жидкости, мс l – длина образцам площадь поперечного сечения образцам Р – перепад давления, Па.
После очистки порового пространства от остатков фильтрата бурового раствора и определения проницаемости по углеводородной жидкости, рассчитывается коэффициент восстановления проницаемости,
β, доли ед. по формуле:
К2
К1
,
β где К – проницаемость по углеводородной жидкости после закачки фильтрата жидкости, мкм К – первоначальная проницаемость по углеводородной жидкости, мкм
2
Для проведения экспериментальных работ для пород-коллекторов Восточной Сибири по оценке влияния проникновения буровых растворов в трещинные, трещинно-поровые коллекторы, которыми представлены продуктивные отложения Абаканской и Ильбокичской площадей, необходимо предложить отдельный раздел методики. Для определения проницаемости, обусловленной трещиноватостью породы, можно использовать образцы керна с естественными трещинами, у которых поровая проницаемость отсутствует или трещина в образце моделируется искусственно – путем раскалывания образца по диаметру. С этой целью отбирают образцы, имеющие горизонтальную слоистость, чтобы трещина была горизонтальной и выдержанной без косых сколов внутри образца породы.
Проэкстрагированные образцы керна, не имеющие поровой проницаемости, с горизонтальной слоистостью раскалываются по осевой части пополам, чтобы форма трещины была ровной и располагалась она параллельно напластованию. В образцах моделируются остаточная водонасыщенность капиллярной вытяжкой и начальная нефтенасыщенность насыщением по- рового пространства керосином под вакуумом. Перед установкой образца в кернодержатель замеряются геометрические размеры образца и фиксируется размер трещины. Вычисляют площадь поперечного сечения трещины и ее длину.
Для проведения эксперимента по определению проницаемости трещиноватой породы образец керна устанавливают в кернодержателе, сжи-
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
28
мают эффективным давлением и нагревают до пластовой температуры. В условиях, моделирующих пластовые, образец донасыщается керосином и определяется проницаемость по углеводородной жидкости. Опыт считается законченным, если при установившемся расходе через образец прокачано не менее трех объемов трещины керосина и коэффициенты проницаемости стабилизируются. Замеры проницаемости проводятся при различных перепадах давления. Коэффициент проницаемости К
т
, м, рассчитывается по формуле К
т
= 85 · В · К
тп,
(где В – раскрытость трещины, м К
тп
– трещинная пористость, доли ед.
Расчет трещинной пористости К
тп
, доли ед, производится по формуле:
К
тп
= В·Г, где В – раскрытость трещины, м Г – густота трещин,
1
м
Для случая наличия трещины одного направления в образце керна густота трещин Гм, определяется по формуле:
Г = Т =
S
V
, (где Т – объемная трещиноватость, м S – площадь половины поверхности всех стенок трещины, м V – объем образцам Тогда
К
тп
= ВТ. (При моделировании процесса проникновения бурового раствора давление закачки раствора должно соответствовать репрессии, прилагаемой к пласту в процессе вскрытия.
Процесс фильтрации раствора контролируется отбором прокачанной через трещину керна жидкости. При отсутствии фильтрации раствора через трещину керна, те. при полной кольматации трещины, закачка раствора прекращается ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Буровой раствор, заполняющий трещину, вымывается обратной фильтрацией углеводородной жидкостью при давлении, равном депрессии, прилагаемой к пласту при вызове притока. Количество жидкости, прошедшей через образец, составляет 10-15 объемов трещины (таблица Таблица Результаты определения трещинной проницаемости на модели трещины
Месторожде- ние
Раскрытость трещины,
мм
Объёмная трещиноватость,
1/мм
Трещинная пористость,
%
Трещинная проницае- мость,
мкм
2
Уренгойское
0,065 0,304 2,21 7,937 0,130 0,341 4,41 Если буровой раствор не вымывается из трещины, то по замерам расхода и перепадов давления устанавливают факт загрязнения трещины остатками раствора.
После изъятия образца из кернодержателя, замеряется раскрытость трещины с учетом толщины остатков бурового раствора, сохраняющегося в трещине, и рассчитывается новое значение трещинной проницаемости К
тп
1
, мкм
2
По данным лабораторных определений проводится оценка качества вскрытия и освоения трещинно-порового коллектора по значению скин-эф- фекта, S.
1
L
S
ln (1
) где
β
– коэффициент восстановления проницаемости, доли
L– глубина проникновения твердой фазы в трещину, м rc
– радиус скважины, м.
Используя результаты исследований по закачке промывочной жидкости в трещину определенного размера, удается установить, при какой величине раскрытости трещины она будет кольматироваться технологической жидкостью. В соответствие с полученными результатами можно прогнозировать получение промышленных дебитов из скважин, вскрывших трещинно-по- ровые коллекторы ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Месторожде- ние
Раскрытость трещины,
мм
Объёмная трещиноватость,
1/мм
Трещинная пористость,
%
Трещинная проницае- мость,
мкм
2
Уренгойское
0,065 0,304 2,21 7,937 0,130 0,341 4,41 Если буровой раствор не вымывается из трещины, то по замерам расхода и перепадов давления устанавливают факт загрязнения трещины остатками раствора.
После изъятия образца из кернодержателя, замеряется раскрытость трещины с учетом толщины остатков бурового раствора, сохраняющегося в трещине, и рассчитывается новое значение трещинной проницаемости К
тп
1
, мкм
2
По данным лабораторных определений проводится оценка качества вскрытия и освоения трещинно-порового коллектора по значению скин-эф- фекта, S.
1
L
S
ln (1
) где
β
– коэффициент восстановления проницаемости, доли
L– глубина проникновения твердой фазы в трещину, м rc
– радиус скважины, м.
Используя результаты исследований по закачке промывочной жидкости в трещину определенного размера, удается установить, при какой величине раскрытости трещины она будет кольматироваться технологической жидкостью. В соответствие с полученными результатами можно прогнозировать получение промышленных дебитов из скважин, вскрывших трещинно-по- ровые коллекторы ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Исследование влияния адсорбционных и диффузионных слоев на фильтрационные характеристики пород
При проникновении водных фильтратов технологических жидкостей в продуктивные пласты происходит снижение их фильтрационной характеристики. Основными причинами снижения фильтрационной характеристики пород являются процессы адсорбции химических реагентов в порах породили образование водных диффузионных слоев на поверхности поровых каналов. Оба эти процесса снижают продуктивность скважин и препятствуют получению промышленных притоков нефти и газа в эксплуатационных скважинах.
Экспериментально установлено, что коллекторы большинства месторождений обладают смешанной смачиваемостью или являются гидрофильными. Характер взаимодействия водных фильтратов технологических жидкостей зависит от характера смачиваемости породы, строения структуры порового пространства, соотношения подвижных и неподвижных фаз.
Исследованиями Губайдуллина Н.З., Вахрушева Л.П. и др. [ 25 ] отмечена решающая роль поверхностной гидрофобизации адсорбционными слоями химических реагентов при создании капиллярного притока в направлении забоя скважины. В результате экспериментальных исследований данными авторами высказывалось мнение, что диффузионные слои, образующиеся в поровых каналах породы, оказывают решающее влияние на характер проницаемости коллектора. При проведении экспериментальных исследований по оценке влияния различных типов технологических жидкостей на фильтрационные характеристики пород теория диффузионных слоев может дать исчерпывающие сведения о причинах снижения проницаемости пород после их контакта с фильтратами данных жидкостей.
Нами были проведены исследования двух типов жидкостей глушения скважин, изготовленных на основе карбоксиметилкрахмала (КМК) и комплексного полимерного реагента ПС, с учетом их влияния на коэффициент восстановления проницаемости.
Эксперименты проводились с моделированием пластовых условий проникновения фильтратов данных жидкостей в образцы породи очистки порового пространства от фильтратов при освоении скважин. В качестве пористых сред использовались образцы горных пород с проницаемостью от
28
⋅ 10
-3
до 67
⋅ 10
-3
мкм, отобранные в пласте БУ
8
Ямбургского месторождения. Методика проведения экспериментов основана на соблюдении пластовых условий проникновения фильтратов жидкостей глушения в образцы горных породи моделирования условий освоения скважины. Первоначально проводилась прямая фильтрация керосина через образец и определялась его проницаемость. В дальнейшем в образец закачивалась жидкость глу-
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
При проникновении водных фильтратов технологических жидкостей в продуктивные пласты происходит снижение их фильтрационной характеристики. Основными причинами снижения фильтрационной характеристики пород являются процессы адсорбции химических реагентов в порах породили образование водных диффузионных слоев на поверхности поровых каналов. Оба эти процесса снижают продуктивность скважин и препятствуют получению промышленных притоков нефти и газа в эксплуатационных скважинах.
Экспериментально установлено, что коллекторы большинства месторождений обладают смешанной смачиваемостью или являются гидрофильными. Характер взаимодействия водных фильтратов технологических жидкостей зависит от характера смачиваемости породы, строения структуры порового пространства, соотношения подвижных и неподвижных фаз.
Исследованиями Губайдуллина Н.З., Вахрушева Л.П. и др. [ 25 ] отмечена решающая роль поверхностной гидрофобизации адсорбционными слоями химических реагентов при создании капиллярного притока в направлении забоя скважины. В результате экспериментальных исследований данными авторами высказывалось мнение, что диффузионные слои, образующиеся в поровых каналах породы, оказывают решающее влияние на характер проницаемости коллектора. При проведении экспериментальных исследований по оценке влияния различных типов технологических жидкостей на фильтрационные характеристики пород теория диффузионных слоев может дать исчерпывающие сведения о причинах снижения проницаемости пород после их контакта с фильтратами данных жидкостей.
Нами были проведены исследования двух типов жидкостей глушения скважин, изготовленных на основе карбоксиметилкрахмала (КМК) и комплексного полимерного реагента ПС, с учетом их влияния на коэффициент восстановления проницаемости.
Эксперименты проводились с моделированием пластовых условий проникновения фильтратов данных жидкостей в образцы породи очистки порового пространства от фильтратов при освоении скважин. В качестве пористых сред использовались образцы горных пород с проницаемостью от
28
⋅ 10
-3
до 67
⋅ 10
-3
мкм, отобранные в пласте БУ
8
Ямбургского месторождения. Методика проведения экспериментов основана на соблюдении пластовых условий проникновения фильтратов жидкостей глушения в образцы горных породи моделирования условий освоения скважины. Первоначально проводилась прямая фильтрация керосина через образец и определялась его проницаемость. В дальнейшем в образец закачивалась жидкость глу-
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
31
шения скважин при давлении 0,3 МПа. Фильтрация жидкостей глушения прекращалась после полной кольматации поверхности образца, которая фиксировалась по отсутствию расхода. Наследующем этапе с противоположной стороны образца фильтровался керосин с целью очистки порового пространства от фильтрата жидкости глушения при давлении – 9,0 МПа, что соответствует условиям освоения скважины, в количестве от 8 до 10 поро- вых объемов. После очистки порового пространства от остатков фильтрата определялась проницаемость образца и рассчитывался коэффициент восстановления проницаемости.
В образцах, участвовавших в экспериментальных работах, определялось содержание воды первоначальное и конечное после опытов, чтобы установить объем сохраняющегося фильтрата в образце горной породы. Определение содержания воды в образцах пород после опыта проводилось экстракционно-дистилляционным способом, позволяющего определить количество воды в образцах керна и установить влияние адсорбционных и диффузионных слоев на фильтрационные характеристики. Содержание воды поданным экстракционно-дистилляционного способа определяют по формуле:
Vв
К
1
в
Vп
= где Кв - содержание воды в образце керна, долив - объем воды, отогнанной из образца кернам п - объем пор образцам Поданным эксперимента рассчитывают содержание воды в образце керна
V
∆
последующему соотношению в ов
∆ где
Vов
- объем остаточной воды в образце кернам Если содержание воды в образце после опыта ниже объема остаточной воды
V V1
∆ <
, то снижение проницаемости образца обуславливается процессами адсорбции химических реагентов на поверхности поровых каналов.
Если происходит увеличение объема воды в образце после опыта – выше объема остаточной воды
1
V V
∆ >
, то снижение проницаемости обуславливается процессами интенсивного проникновения водного фильтрата технологической жидкости и образованием обширных диффузионных слоев, сужающих сечение пор образца. Рассматривая данные процессы в комп-
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
32
лексе, можно рекомендовать составы технологических жидкостей, нейтрализующие эти процессы в стадии лабораторных исследований.
Обобщенные результаты, приведенные в таблице 3, позволяют отметить целый ряд особенностей фильтрации жидкостей глушения через образцы пород. Образцы, у которых было определено содержание воды дои после опыта, имеют почти повсеместное снижение ее содержания от 5,7 % до 21,9 %. Повышенное содержание воды по сравнению с первоначальной водой отмечено лишь в трех образцах, где закачивалась жидкость, изготовленная на базе
КМК. Данное явление можно объяснить способностью молекул КМК удерживать воду и создавать значительные по размерам диффузионные слои. Методы определения распределения кольматирующих составов в поровом пространстве пород
В практике вскрытия и освоения нефтяных и газовых залежей возникает необходимость в оценке влияния проникновения фильтратов буровых, цементных растворов, жидкостей глушения скважин, водоизолирующих составов на фильтрационные характеристики пород. Изучение условий образования зон проникновения и их поведение в момент получения притока из пласта могут быть смоделированына образцах керна в лабораторных условиях на специальных установках.
Основным параметром, определяющим фильтрационные характеристики при проведении экспериментов, считается проницаемость, а окончательный результат представляется в виде коэффициента восстановления проницаемости.
Однако определение проницаемости не может дать полной характеристики процессов, происходящих в пористых средах. Наиболее полную картину распределения кольматирующего породу состава и насыщающего её флюида даёт изучение структуры порового пространства породы дои после воздействия на него фильтратов растворов водоизолирующих жидкостей. При определении типа водоизолирующего состава, применяемого для во- доизоляции обводненных интервалов нефтяных и газовых скважин при разработке месторождений, пользуются методикой определения коэффициента закупорки поровых каналов водоизолирующим составом.
Водоизолирующие составы используются с целью изоляции водопро- являющих интервалов в процессе строительства скважин, когда во вскрываемом разрезе встречаются высоконапорные водоносные горизонты или для обработки обводнившихся интервалов в момент эксплуатации скважин.
С целью изоляции водопроявляющих интервалов в последнее время широкое развитие получил метод физико-химической кольматации, когда в поровом пространстве пород в результате химических реакций происходит
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
взаимодействие между закачиваемыми реагентами, пластовыми флюидами и породой. Продуктами этих реакций могут быть или кристаллические или аморфные осадки. В наших экспериментах использовались солевые растворы и композиции, изготовляемые на базе кремниевой кислоты и отходов переработки древесины.
Для проведения экспериментов по закачке водоизолирующих составов отбираются образцы керна с известной абсолютной проницаемостью, насыщаются моделью пластовой воды и определяется открытая пористость. Затем образец помещается в кернодержатель, где в пластовых условиях устанавливается проницаемость по модели пластовой воды. Для нижнемело- вых отложений Уренгойского месторождения пластовая температура – 75 С, эффективное давление - 31 МПа. Наследующем этапе в образец закачивается солевой раствор, который впоследствии замещается композицией соли кремниевой кислоты и отходов переработки древесины. Всё это приводит к образованию в поровом пространстве породы нерастворимого вводе и углеводородах осадка, который закупоривает поровые каналы. Для определения степени закупорки образца с противоположной стороны закачивается модель пластовой воды и оценивается водопроницаемость. Опыт считался законченным, если водопроницаемость приближалась к нулю. После окончания опыта у образца определялась открытая пористость. Фактически коэффициент закупорки поровых каналов является аналогом коэффициента восстановлении проницаемости и определятся расчетным путем по формуле (25). Однако наиболее полную информацию о распределении водоизолируещего состава в поровом пространстве породы-коллекто- ра можно получить поданным определения коэффициента открытой пористости. Низкие значения проницаемости образцов керна, полученные после закачки водоизолируещего состава, не могут свидетельствовать о качестве водоизоляции. При проведении экспериментов на образцах керна закупорка пор происходит с одной стороны образца, где находится весь объем внедрившегося состава. В пластовых условиях такое распределение водоизоли- рующего состава у стенки скважин снижает надежность водоизолирующего экрана и приводит к прорыву воды в скважину.
Расчет коэффициента закупорки поровых каналов поданным пористости осуществляют следующим образом.
Коэффициент открытой пористости (К
п
) определяют по формуле:
Vпор
Кп
Vобр
=
,
(33)
где пор – объем пор образцам
Vобр
– объем образцам ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Для проведения экспериментов по закачке водоизолирующих составов отбираются образцы керна с известной абсолютной проницаемостью, насыщаются моделью пластовой воды и определяется открытая пористость. Затем образец помещается в кернодержатель, где в пластовых условиях устанавливается проницаемость по модели пластовой воды. Для нижнемело- вых отложений Уренгойского месторождения пластовая температура – 75 С, эффективное давление - 31 МПа. Наследующем этапе в образец закачивается солевой раствор, который впоследствии замещается композицией соли кремниевой кислоты и отходов переработки древесины. Всё это приводит к образованию в поровом пространстве породы нерастворимого вводе и углеводородах осадка, который закупоривает поровые каналы. Для определения степени закупорки образца с противоположной стороны закачивается модель пластовой воды и оценивается водопроницаемость. Опыт считался законченным, если водопроницаемость приближалась к нулю. После окончания опыта у образца определялась открытая пористость. Фактически коэффициент закупорки поровых каналов является аналогом коэффициента восстановлении проницаемости и определятся расчетным путем по формуле (25). Однако наиболее полную информацию о распределении водоизолируещего состава в поровом пространстве породы-коллекто- ра можно получить поданным определения коэффициента открытой пористости. Низкие значения проницаемости образцов керна, полученные после закачки водоизолируещего состава, не могут свидетельствовать о качестве водоизоляции. При проведении экспериментов на образцах керна закупорка пор происходит с одной стороны образца, где находится весь объем внедрившегося состава. В пластовых условиях такое распределение водоизоли- рующего состава у стенки скважин снижает надежность водоизолирующего экрана и приводит к прорыву воды в скважину.
Расчет коэффициента закупорки поровых каналов поданным пористости осуществляют следующим образом.
Коэффициент открытой пористости (К
п
) определяют по формуле:
Vпор
Кп
Vобр
=
,
(33)
где пор – объем пор образцам
Vобр
– объем образцам ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Таблица Результаты исследования влияния проникновения жидкостей глушения на фильтрационные характеристики пород Мест оро ж- дение
,
скв ажина
,
образец
Про
- ницае
- мо сть
,
К
⋅10
-3 мкм
2
По
- рис- то- сть
,
%
Ост а- точная во дона- сыщен
- но сть
,
%
Со став технологических жидкостей Содержанием асс. Проницаемость по керосину К ⋅ 10
-3 мкм
2
Об ъем воды в
образце до опыта, мл
Об ъем воды в
образце после опыта, мл
Из менение содержания воды в образце после опыт а,
%
К
оэ ф
фици
- ент восстановления проницаемости, до опыта после опыта Ямб ургск ое
, скв
. 413
обр
58 39,1 18,8 34,6
КМК
ПС
NaCl
ОП
-10
во да - остальное Ямб ургск ое
, скв
. 413
обр
37 58,5 17,9 32,4
КМК
ПС
К
Cl
ОП
-10
во да - остальное ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
,
скв ажина
,
образец
Про
- ницае
- мо сть
,
К
⋅10
-3 мкм
2
По
- рис- то- сть
,
%
Ост а- точная во дона- сыщен
- но сть
,
%
Со став технологических жидкостей Содержанием асс. Проницаемость по керосину К ⋅ 10
-3 мкм
2
Об ъем воды в
образце до опыта, мл
Об ъем воды в
образце после опыта, мл
Из менение содержания воды в образце после опыт а,
%
К
оэ ф
фици
- ент восстановления проницаемости, до опыта после опыта Ямб ургск ое
, скв
. 413
обр
58 39,1 18,8 34,6
КМК
ПС
NaCl
ОП
-10
во да - остальное Ямб ургск ое
, скв
. 413
обр
37 58,5 17,9 32,4
КМК
ПС
К
Cl
ОП
-10
во да - остальное ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Продолжение табл Ямб ургск ое
, скв
. 413
обр
26 49,5 18,4 31,5
ПС
ГКЖ
-10
К
Cl
ОП
-10
во да - остальное Ямб ургск ое
, скв
. 413
обр
24 67,5 19,4 30,8
КМК
ПС
ГКЖ
-10
N
аCl
ОП
-10
во да - остальное Ямб ургск ое
, скв
. 413
обр
31 31,9 18,0 35,0
ПС
ГКЖ
-10
К
Cl дисо лв ан вода- остальное Ямб ургск ое
, скв
. 413
обр
176 28,2 14,4 35,7
ПС
ГКЖ
-10
К
Cl лигнин вода- остальное ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
, скв
. 413
обр
26 49,5 18,4 31,5
ПС
ГКЖ
-10
К
Cl
ОП
-10
во да - остальное Ямб ургск ое
, скв
. 413
обр
24 67,5 19,4 30,8
КМК
ПС
ГКЖ
-10
N
аCl
ОП
-10
во да - остальное Ямб ургск ое
, скв
. 413
обр
31 31,9 18,0 35,0
ПС
ГКЖ
-10
К
Cl дисо лв ан вода- остальное Ямб ургск ое
, скв
. 413
обр
176 28,2 14,4 35,7
ПС
ГКЖ
-10
К
Cl лигнин вода- остальное ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Продолжение табл Ямб ургск ое
, скв
. 413
обр
129 34,8 16,9 32,6
КМК
ГКЖ
-10
К
Cl дисо лв ан торф вода- остальное Ямб ургск ое
, скв
. 413
обр
127 34,5 15,8 36,5
КМК
ГКЖ
-10
К
Cl дисо лв ан торф вода- остальное Ямб ургск ое
, скв
. 413
обр
130 38,1 16,7 33,1
ПС
ГКЖ
-10
К
Cl дисо лв ан лигнин вода- остальное ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
, скв
. 413
обр
129 34,8 16,9 32,6
КМК
ГКЖ
-10
К
Cl дисо лв ан торф вода- остальное Ямб ургск ое
, скв
. 413
обр
127 34,5 15,8 36,5
КМК
ГКЖ
-10
К
Cl дисо лв ан торф вода- остальное Ямб ургск ое
, скв
. 413
обр
130 38,1 16,7 33,1
ПС
ГКЖ
-10
К
Cl дисо лв ан лигнин вода- остальное ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Окончание табл Ямб ургск ое
, скв
. 413
обр
67 56,4 17,2 29,5
ПС
ГКЖ
-10
К
Cl дисо лв ан торф вода- остальное Ямб ургск ое
, скв
. 413
обр
131 43,2 17,2 31,5
ПС
ГКЖ
-10
К
Cl дисо лв ан торф вода- остальное ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
, скв
. 413
обр
67 56,4 17,2 29,5
ПС
ГКЖ
-10
К
Cl дисо лв ан торф вода- остальное Ямб ургск ое
, скв
. 413
обр
131 43,2 17,2 31,5
ПС
ГКЖ
-10
К
Cl дисо лв ан торф вода- остальное ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
После прокачки водоизолирующего состава объем пор изменяется в зависимости от нового значения открытой пористости.
Если первоначальный объем пор равен:
V
пор
= К
п
⋅ V
обр
,
то после закачки водоизолирующего состава величина объема пор изменяется
V
1
пор
= К
1
п
⋅
V
обр
Изменение объема порового пространства
∆V после закачки состава составит = пор – пор = V
обр
(К
п
– К
1
п
).
Коэффициент закупорки поровых каналов К
з равен
1
V
(
)
V
Кз
V
V
пор п
К
К
п п
К
обр п
К
К
п обр
∆
∆
−
=
=
=
,
(34)
где п - изменение коэффициента пористости после закачки водоизолиру- ющего состава, доли п - коэффициент пористости, доли.
Эксперименты по определению коэффициентов закупорки поровых каналов были проведены на образцах керна Уренгойского месторождения, результаты которых приводятся в таблице Используя результаты исследований по закачке водоизолирующих составов в образцы керна и определения коэффициентов закупорки поровых каналов поданным замеров проницаемости и пористости, можно установить, что низкие значения проницаемости после закачки водоизолирующих составов не дают объективную характеристику распределения данного состава в поровом пространстве породы-коллектора. Низкие значения коэффициента закупорки порового пространства поданным пористости указывают, что данный состав перекрывает поры у стенки скважины и не проник в породу, что может привести к преждевременному прорыву воды в скважину. При сопоставлении всех значений коэффициентов закупорки пор можно получить объективную характеристику распределения водоизолирующего состава в прискважинной зоне скважины.
Углубленный анализ распределения кольматирующего состава в поро- вом пространстве породы-коллектора можно получить, используя данные
Если первоначальный объем пор равен:
V
пор
= К
п
⋅ V
обр
,
то после закачки водоизолирующего состава величина объема пор изменяется
V
1
пор
= К
1
п
⋅
V
обр
Изменение объема порового пространства
∆V после закачки состава составит = пор – пор = V
обр
(К
п
– К
1
п
).
Коэффициент закупорки поровых каналов К
з равен
1
V
(
)
V
Кз
V
V
пор п
К
К
п п
К
обр п
К
К
п обр
∆
∆
−
=
=
=
,
(34)
где п - изменение коэффициента пористости после закачки водоизолиру- ющего состава, доли п - коэффициент пористости, доли.
Эксперименты по определению коэффициентов закупорки поровых каналов были проведены на образцах керна Уренгойского месторождения, результаты которых приводятся в таблице Используя результаты исследований по закачке водоизолирующих составов в образцы керна и определения коэффициентов закупорки поровых каналов поданным замеров проницаемости и пористости, можно установить, что низкие значения проницаемости после закачки водоизолирующих составов не дают объективную характеристику распределения данного состава в поровом пространстве породы-коллектора. Низкие значения коэффициента закупорки порового пространства поданным пористости указывают, что данный состав перекрывает поры у стенки скважины и не проник в породу, что может привести к преждевременному прорыву воды в скважину. При сопоставлении всех значений коэффициентов закупорки пор можно получить объективную характеристику распределения водоизолирующего состава в прискважинной зоне скважины.
Углубленный анализ распределения кольматирующего состава в поро- вом пространстве породы-коллектора можно получить, используя данные
1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 12
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
как обычной, таки ртутной капиллярометрии, хотя данные эксперименты очень длительны во времени и загрязняют образцы керна флюидами, которые не участвуют в опытах.
Таблица Результаты определения коэффициентов закупорки пор
Но- мер образца Газо- прони- цае- мость,
К
⋅10
-3 мкм
2
Проницаемость по пластовой воде,
К
⋅10
-3
мкм
2
Коэффи-ци- ент закупорки пор поданным проницае- мости,
%
Пористость,
%
Коэффи-ци- ент закупорки пор поданным пористости,
%
до опыта после опыта до опыта после опыта 26,5 3,76 0,80 78,7 17,1 16,9 1,6 2
99,7 4,59 0,21 95,4 18,3 17,7 3,2 3
20,4 0,40 0,10 76,0 15,1 13,8 8,6 4
83,5 4,18 0,10 97,6 18,7 16,7 Наиболее точными доступным для нашего случая является метод центрифугирования, методические основы которого рассмотрены Тульбови- чем Б.И. [ 17 ]. Сущность этого метода состоит в том, что при вращении в центрифуге насыщенного жидкостью образца развиваются центробежные силы, способствующие удалению жидкости из пор различного размера. В процессе измерения на каждом режиме регистрируют объемы воды, удаляемой из образца. По значению скорости, развиваемой ротором центрифуги, рассчитывается капиллярное давление и радиус пор, который соответствует этому давлению.
Основы данной методики были апробированы при проведении экспериментальных работ с водоизолирующими составами на валанжинских образцах керна Уренгойского месторождения.
Для определения объёма и размера пор, занятых кольматирующим составом, методом центрифугирования снимается порометрическая характеристика керна в виде гистограмм распределения пор по размерам дои после кольматации.
Капиллярное давление и радиус пор рассчитывался по значениям скорости, развиваемой ротором центрифуги при определенном режиме таблица На приведённой совмещенной гистограмме наглядно представлено, что доля основных проводящих поровых каналов сократилась в два раза. Основными капиллярами, перекрытыми кольматирующим составом, оказались поры радиусом 0,912 - 1,610 мкм (рисунок 6).
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Таблица Результаты определения коэффициентов закупорки пор
Но- мер образца Газо- прони- цае- мость,
К
⋅10
-3 мкм
2
Проницаемость по пластовой воде,
К
⋅10
-3
мкм
2
Коэффи-ци- ент закупорки пор поданным проницае- мости,
%
Пористость,
%
Коэффи-ци- ент закупорки пор поданным пористости,
%
до опыта после опыта до опыта после опыта 26,5 3,76 0,80 78,7 17,1 16,9 1,6 2
99,7 4,59 0,21 95,4 18,3 17,7 3,2 3
20,4 0,40 0,10 76,0 15,1 13,8 8,6 4
83,5 4,18 0,10 97,6 18,7 16,7 Наиболее точными доступным для нашего случая является метод центрифугирования, методические основы которого рассмотрены Тульбови- чем Б.И. [ 17 ]. Сущность этого метода состоит в том, что при вращении в центрифуге насыщенного жидкостью образца развиваются центробежные силы, способствующие удалению жидкости из пор различного размера. В процессе измерения на каждом режиме регистрируют объемы воды, удаляемой из образца. По значению скорости, развиваемой ротором центрифуги, рассчитывается капиллярное давление и радиус пор, который соответствует этому давлению.
Основы данной методики были апробированы при проведении экспериментальных работ с водоизолирующими составами на валанжинских образцах керна Уренгойского месторождения.
Для определения объёма и размера пор, занятых кольматирующим составом, методом центрифугирования снимается порометрическая характеристика керна в виде гистограмм распределения пор по размерам дои после кольматации.
Капиллярное давление и радиус пор рассчитывался по значениям скорости, развиваемой ротором центрифуги при определенном режиме таблица На приведённой совмещенной гистограмме наглядно представлено, что доля основных проводящих поровых каналов сократилась в два раза. Основными капиллярами, перекрытыми кольматирующим составом, оказались поры радиусом 0,912 - 1,610 мкм (рисунок 6).
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
40 0,15 0,41 0,58 0,91 1,62 3,63 5,72 7,39 10,12 0
5 10 15 20 25 0
5 10 15 20 25 0,15 0,41 0,58 0,91 1,62 3,63 5,72 7,39 10,12 30
А
Б
Размер пор, мкм до опыта осле опыта п
Объем пор, Объем пор, Размер пор, мкм
Рисунок 6 - Гистограмма распределения пор в образцах керна дои после кольматации:
А. Образец № 1. Абсолютная проницаемость - 26,5 мкм проницаемость поводе до опыта 3,76 мкм, после опыта - 0,8 мкм пористость до опыта- 17,1 %, после опыта- 16,8 % Б. Образец № 2. Абсолютная проницаемость - 99,7 мкм проницаемость поводе до опыта -4,59
⋅10
-3
мкм
2
,
после опыта - 0,21 мкм пористость до опыта - 18,3 %, после опыта- Таблица Режимы центрифугирования для снятия поровой характеристики
Параметр
Частота вращения ротора, мин 600 700 800 1000 1500 2000 2500 3000 Радиус пор, мкм 7,391 5,719 3,628 1,619 0,912 0,582 0,405 Время вращения образца, мин 10 15 15 15 20 20 20 20
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
41
Фильтрационно-емкостные свойства породы изменились в различной степени проницаемость снизилась примерно в двадцать раз пористость - на 1 Такие изменения ФЕС свидетельствуют о том, что закупорке подвергается не весь комплекс пора только высокопроводящие, где происходит сужение поперечного сечения каналов за счет образования в них нерастворимых осадков. Это явление достаточно хорошо иллюстрируется гистограммой распределения пор по размерам, а также наблюдается в шлифах, изготовляемых в горизонтальном и вертикальном срезе из образцов керна, на которых проводился эксперимент.
Таким образом, при проведении лабораторных работ на образцах керна, связанных с фильтрацией через них водоизолирующих жидкостей, наиболее полную характеристику изменения ФЕС, распределения в поровом пространстве нерастворимых осадков, твёрдых частиц, можно получить, изучая структуру порового пространства по предложенным методикам.
Определение влияния проникновения фильтратов растворов на углеводородной и водной основах на нефтегазонасыщенность пород Исследование образцов керна, отобранных в скважинах на глинистых растворах, не позволяет оценить истинную нефтегазонасыщенность, но и дать надежное обоснование лабораторных методов определения остаточной водонасыщенности. Результаты исследования остаточной водонасыщенности образцов керна, отобранных в скважинах, пробуренных на растворах на нефтяной основе
(РНО), зависят от условий отбора и качества промывочных жидкостей, что требует выявление основных факторов, влияющих на сохранность остаточной воды в образцах керна.
Одним из главных факторов, влияющих на процесс перераспределения пластовых флюидов, является опережающее проникновение фильтрата бурового раствора в пласт. В первый момент в пласт вместе с фильтратом раствора проникает тон- кодисперсная фаза, что приводит к образованию корки и формированию зоны проникновения, а под воздействием капиллярных сил в нефтегазоносных пластах и отбираемом керне происходят процессы капиллярного перераспределения пластовых флюидов [ 15 При бурении скважин на безводных растворах РНО процесс капиллярного перераспределения флюидов не должен влиять на содержание остаточной воды в керне. Однако некоторые исследователи [ 18 ] считают, что при
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
вскрытии продуктивных пластов на РНО происходит вытеснение остаточной воды фильтратом раствора.
Оценка влияния проникновения фильтрата раствора в керн нами проделана в лабораторных условиях. Для изучения этого процесса использовалась установка, которая изображена на рисунке 7. На данной установке проведены исследования влияния проникновения фильтрата раствора на нефтяной основе с использованием в качестве структурообразователя сухого мела, составляющего от объёма раствора. Содержание воды в предполагаемой пробе раствора не превышало 2 %.
8 5
6 9
3 2
1 4
7 Рисунок 7 - Схема установки для исследования проникновения фильтрата раствора в образцы пород гидравлический пресс 2– буферная ёмкость; 3, 4, 5 – ёмкость для нефти,
раствора, масла 6 – кернодержатель; 7 – образец керна 8, 9 – манометры – мерная бюретка
В качестве пористой среды использованы образцы песчаников из не- окомских отложений с различными значениями проницаемости. Для каждого образца были определены абсолютная проницаемость и смоделирована остаточная водонасыщенность методом центрифугирования. Образец керна 7, насыщенный керосином, с известной остаточной водой закладывается в камеру кернодержателя 6, где создаются пластовые температура и давление. Жидкость от гидравлического пресса 1 поступает в ёмкости 2 и 4, причём давление на нефть передаётся через буферную м- кость 2, а на раствор - при помощи поршня. В экспериментальной установке, в пластовых условиях, происходит донасыщение порового пространства нефтью и лишь после этого образцы подвергаются воздействию бурового
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Оценка влияния проникновения фильтрата раствора в керн нами проделана в лабораторных условиях. Для изучения этого процесса использовалась установка, которая изображена на рисунке 7. На данной установке проведены исследования влияния проникновения фильтрата раствора на нефтяной основе с использованием в качестве структурообразователя сухого мела, составляющего от объёма раствора. Содержание воды в предполагаемой пробе раствора не превышало 2 %.
8 5
6 9
3 2
1 4
7 Рисунок 7 - Схема установки для исследования проникновения фильтрата раствора в образцы пород гидравлический пресс 2– буферная ёмкость; 3, 4, 5 – ёмкость для нефти,
раствора, масла 6 – кернодержатель; 7 – образец керна 8, 9 – манометры – мерная бюретка
В качестве пористой среды использованы образцы песчаников из не- окомских отложений с различными значениями проницаемости. Для каждого образца были определены абсолютная проницаемость и смоделирована остаточная водонасыщенность методом центрифугирования. Образец керна 7, насыщенный керосином, с известной остаточной водой закладывается в камеру кернодержателя 6, где создаются пластовые температура и давление. Жидкость от гидравлического пресса 1 поступает в ёмкости 2 и 4, причём давление на нефть передаётся через буферную м- кость 2, а на раствор - при помощи поршня. В экспериментальной установке, в пластовых условиях, происходит донасыщение порового пространства нефтью и лишь после этого образцы подвергаются воздействию бурового
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
раствора РНО. С этой целью к образцу прилагается перепад давления, равный МПа, что соответствует максимально допустимой репрессии, применяемой при вскрытии продуктивных пластов. Отфильтрованная жидкость собирается в мерной бюретке 10. Окончание опыта устанавливается по полному затуханию фильтрации раствора.
Фактически полное прекращение фильтрации наступает через 10-
40 мин после начала эксперимента. С целью моделирования подъёма керна из скважины в конце эксперимента образцы выдерживаются в растворе в течение ч с постоянным снижением давления в установке до атмосферного. По окончании эксперимента в исследуемых образцах определяется содержание остаточной воды экстракционно-дистилляционным методом.
В результате экспериментальных исследований влияния проникновения фильтрата РНО удалось установить, что остаточная водонасыщенность образцов не меняется, а наибольшее проникновение раствора происходит в коллекторах с проницаемостью от 150
⋅10
-3
мкм до 500
⋅10
-3 мкм, наименьшее- с более низкой проницаемостью.
При вскрытии нефтенасыщенных пластов на безводных углеводородных растворах максимальная величина объёмной скорости фильтрации и наибольшие зоны проникновения фильтрата раствора характерны для однородных коллекторов с проницаемостью мкм и более высоких её значениях таблица Таблица Результаты исследования влияния проникновения фильтрата РНО
№ образца Проницае- мость,
К
⋅10
-3
мкм
2
Порис- тость,
%
Остаточная вода,
%
Объёмная скорость фильтрации, мл/мин
Объём внедр. фильтрата раствора от объёма пор образца,
доли до опыта после опыта 170,0 25,9 29,6 29,6 0,076 0,21 2
253,0 23,3 23,8 23,8 0,129 0,12 3
179,0 22,8 27,2 27,1 0,42 0,39 4
156,0 24,8 25,5 25,5 0,079 0,14 5
26,9 21,0 39,0 39,0 0,00125 0,18 6
143,6 23,4 26,7 26,7 0,046 0,40 7
44,5 23,5 35,6 35,4 0,095 0,01 8
488,0 22,9 24,2 24,2 0,26 0,67 9
178,5 21,9 24,2 24,1 0,089 0,22
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Фактически полное прекращение фильтрации наступает через 10-
40 мин после начала эксперимента. С целью моделирования подъёма керна из скважины в конце эксперимента образцы выдерживаются в растворе в течение ч с постоянным снижением давления в установке до атмосферного. По окончании эксперимента в исследуемых образцах определяется содержание остаточной воды экстракционно-дистилляционным методом.
В результате экспериментальных исследований влияния проникновения фильтрата РНО удалось установить, что остаточная водонасыщенность образцов не меняется, а наибольшее проникновение раствора происходит в коллекторах с проницаемостью от 150
⋅10
-3
мкм до 500
⋅10
-3 мкм, наименьшее- с более низкой проницаемостью.
При вскрытии нефтенасыщенных пластов на безводных углеводородных растворах максимальная величина объёмной скорости фильтрации и наибольшие зоны проникновения фильтрата раствора характерны для однородных коллекторов с проницаемостью мкм и более высоких её значениях таблица Таблица Результаты исследования влияния проникновения фильтрата РНО
№ образца Проницае- мость,
К
⋅10
-3
мкм
2
Порис- тость,
%
Остаточная вода,
%
Объёмная скорость фильтрации, мл/мин
Объём внедр. фильтрата раствора от объёма пор образца,
доли до опыта после опыта 170,0 25,9 29,6 29,6 0,076 0,21 2
253,0 23,3 23,8 23,8 0,129 0,12 3
179,0 22,8 27,2 27,1 0,42 0,39 4
156,0 24,8 25,5 25,5 0,079 0,14 5
26,9 21,0 39,0 39,0 0,00125 0,18 6
143,6 23,4 26,7 26,7 0,046 0,40 7
44,5 23,5 35,6 35,4 0,095 0,01 8
488,0 22,9 24,2 24,2 0,26 0,67 9
178,5 21,9 24,2 24,1 0,089 0,22
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Известно, что при вскрытии разреза пород скважиной, пробуренной с применением РНО, встречаются как нефтенасыщенные коллекторы, отличающиеся друг от друга количеством и распределением остаточной воды, таки полностью водонасыщенные. Практически, когда вскрытие водонасыщен- ных пластов происходит на обычных глинистых растворах, то наблюдается смешение фильтрата раствора с пластовой водой, а в случае использования
РНО, фильтрат его будет вытеснять часть пластовой воды, вплоть до полного затухания фильтрации.
Основной целью проведенных экспериментальных исследований является обоснование степени достоверности результатов, определения остаточной водонасыщенности нефтенасыщенного керна, отобранного с применением РНО. В экспериментах использовалась практически безводная проба раствора на углеводородной основе, который повсеместно применяется при отборе керна. Объектом изучения проникновения фильтрата раствора в по- ровое пространство служили образцы песчаников неокомских отложений, величина водонасыщенности которых моделировалась методом капиллярной вытяжки.
В условиях, когда отбор керна ведётся в переходных зонах отводы к нефти, содержание воды в нём может изменяться от остаточной до свободной и часть свободной воды при этом будет вытесняться фильтратом раствора. Чтобы установить предел возможного вытеснения воды из керна, проведена серия опытов с образцами, имеющими различную водонасыщенность, изменяющуюся от 40 % до 100 %. Для образцов с водонасыщенностью менее
100 % моделировалась начальная нефтенасыщенность донасыщением поро- вого пространства неполярным керосином под вакуумом.
Следует подчеркнуть, что по коэффициенту газопроницаемости образцы отличались весьма значительно от 0,5
⋅10
-3
до 1,2 мкм, следовательно, и по содержанию остаточной воды они будут тоже весьма различны.
Методика исследования состояла в следующем.
Образец с предварительно смоделированной остаточной водой закладывался в кернодержатель установки, где при пластовых условиях подвергался воздействию раствора РНО. При перепаде давления 2,0 МПа через образец фильтровался раствор до полного затухания фильтрации, вытесненная при этом жидкость собиралась в мерную бюретку. Выбор данного перепада давления производился согласно репрессии, возникающей при отборе керна с использованием РНО. После окончания фильтрации образец выдерживался в кернодержателе с постепенным снижением давления и температуры до атмосферной. В конце опыта в образце экстракционно-дистилляционным методом определялось содержание воды.
По данной методике были исследованы как полностью водонасыщен- ные образцы, таки слабонефтенасыщенные, содержание воды в которых
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РНО, фильтрат его будет вытеснять часть пластовой воды, вплоть до полного затухания фильтрации.
Основной целью проведенных экспериментальных исследований является обоснование степени достоверности результатов, определения остаточной водонасыщенности нефтенасыщенного керна, отобранного с применением РНО. В экспериментах использовалась практически безводная проба раствора на углеводородной основе, который повсеместно применяется при отборе керна. Объектом изучения проникновения фильтрата раствора в по- ровое пространство служили образцы песчаников неокомских отложений, величина водонасыщенности которых моделировалась методом капиллярной вытяжки.
В условиях, когда отбор керна ведётся в переходных зонах отводы к нефти, содержание воды в нём может изменяться от остаточной до свободной и часть свободной воды при этом будет вытесняться фильтратом раствора. Чтобы установить предел возможного вытеснения воды из керна, проведена серия опытов с образцами, имеющими различную водонасыщенность, изменяющуюся от 40 % до 100 %. Для образцов с водонасыщенностью менее
100 % моделировалась начальная нефтенасыщенность донасыщением поро- вого пространства неполярным керосином под вакуумом.
Следует подчеркнуть, что по коэффициенту газопроницаемости образцы отличались весьма значительно от 0,5
⋅10
-3
до 1,2 мкм, следовательно, и по содержанию остаточной воды они будут тоже весьма различны.
Методика исследования состояла в следующем.
Образец с предварительно смоделированной остаточной водой закладывался в кернодержатель установки, где при пластовых условиях подвергался воздействию раствора РНО. При перепаде давления 2,0 МПа через образец фильтровался раствор до полного затухания фильтрации, вытесненная при этом жидкость собиралась в мерную бюретку. Выбор данного перепада давления производился согласно репрессии, возникающей при отборе керна с использованием РНО. После окончания фильтрации образец выдерживался в кернодержателе с постепенным снижением давления и температуры до атмосферной. В конце опыта в образце экстракционно-дистилляционным методом определялось содержание воды.
По данной методике были исследованы как полностью водонасыщен- ные образцы, таки слабонефтенасыщенные, содержание воды в которых
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
достигает от 50 % до 80 %, что значительно выше остаточной водонасы- щенности, определенной поданным центрифугирования для коллекторов различной проницаемости, представленных в опытах (таблица В случае, когда содержание остаточной воды приближалось к значениям моделируемой, то такие образцы исключались из опытов.
По результатам экспериментов получены зависимости количества вытесненной свободной воды от абсолютной проницаемости (рисунок 8). Количество вытесняемой свободной воды почти повсеместно повышается с ростом проницаемости.
Анализируя данные зависимости, можно установить, что вытеснение свободной воды получено повсеместно и лишь при снижении содержания до 40 % вытеснение её полностью прекращается, а объем вытесняемой воды наиболее высок при проницаемости от 1
⋅10
-3
до 200
⋅10
-3
мкм. В расположении установленных зависимостей наблюдается характерная закономерность- выше всех находятся точки для полностью водонасыщенного керна, а остальные точки расположены ниже, в соответствии со снижением содержания воды в образцах керна.
Таблица Результаты моделирования влияния проникновения фильтрата РНО в керн на содержание естественной водонасыщенности
Кол- во ис- след. образ.
Пределы изменения проницаемости образцов,
К
⋅10
-3
мкм
Остаточная водонасыщ. поданным центрифуг.,
%
Водонасы- щенность,
%
Вытеснен. свободная вода от во- донасыщен- ности,
%
Примеча- ние
4 609,0-309,8 22,0 100 29,8 2
288,0-356,0 24,0 100 24,7 4
113,4-191,0 33,6 100 26,9 3
20,4-50,4 40,0 100 25,1 3
0,6-7,7 42,4 100 21,8 2
218,2-416,4 27,1 80 26,3 3
66,8-108,2 30,9 80 23,0 4
11,0-53,6 40,7 80 20,1 1
0,5 50,0 80 16,2 1
1135,9 24,0 60 25,6 2
205,0-416,4 27,0 60 25,7 2
134,7-152,2 29,1 60 20,4 2
20,6-22,1 39,9 60 14,6
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
По результатам экспериментов получены зависимости количества вытесненной свободной воды от абсолютной проницаемости (рисунок 8). Количество вытесняемой свободной воды почти повсеместно повышается с ростом проницаемости.
Анализируя данные зависимости, можно установить, что вытеснение свободной воды получено повсеместно и лишь при снижении содержания до 40 % вытеснение её полностью прекращается, а объем вытесняемой воды наиболее высок при проницаемости от 1
⋅10
-3
до 200
⋅10
-3
мкм. В расположении установленных зависимостей наблюдается характерная закономерность- выше всех находятся точки для полностью водонасыщенного керна, а остальные точки расположены ниже, в соответствии со снижением содержания воды в образцах керна.
Таблица Результаты моделирования влияния проникновения фильтрата РНО в керн на содержание естественной водонасыщенности
Кол- во ис- след. образ.
Пределы изменения проницаемости образцов,
К
⋅10
-3
мкм
Остаточная водонасыщ. поданным центрифуг.,
%
Водонасы- щенность,
%
Вытеснен. свободная вода от во- донасыщен- ности,
%
Примеча- ние
4 609,0-309,8 22,0 100 29,8 2
288,0-356,0 24,0 100 24,7 4
113,4-191,0 33,6 100 26,9 3
20,4-50,4 40,0 100 25,1 3
0,6-7,7 42,4 100 21,8 2
218,2-416,4 27,1 80 26,3 3
66,8-108,2 30,9 80 23,0 4
11,0-53,6 40,7 80 20,1 1
0,5 50,0 80 16,2 1
1135,9 24,0 60 25,6 2
205,0-416,4 27,0 60 25,7 2
134,7-152,2 29,1 60 20,4 2
20,6-22,1 39,9 60 14,6
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Кол- во ис- след. образ.
Пределы изменения проницаемости образцов,
К
⋅10
-3
мкм
Остаточная водонасыщ. поданным центрифуг.,
%
Водонасы- щенность,
%
Вытеснен. свободная вода от во- донасыщен- ности,
%
Примеча- ние
2 1,4- 4,8 45,7 60 12,9 1
505,5 26,1 50 20,1 2
281,0-463,5 25,4 50 17,2 2
148,0-194,0 30,7 50 19,2 2
598,0-618,0 23,1 Вода не вытеснена Наиболее значительные изменения насыщенности происходят в составе газовой фазы, большая часть которой удаляется из керна при его разбу- ривании и подъёме на поверхность. Выделение из образцов газа может способствовать вытеснению насыщающих их жидкостей. Такие явления широко используются в промысловой практике, когда с помощью растворённого в нефти газа ведётся добыча нефти, а данный режим работы залежи называется режимом растворённого газа. В практике экспериментальных работ с керном, имеющим естественную водонасыщенность, иногда высказывается мнение о вытеснении из него при разгазировании не только нефти, но и остаточной воды. Однако, работами Петерсилье В.И., Топоркова В.Г. и др, посвященных вопросам изменения насыщенности керна в процессе бурения и подъёма его на поверхность, экспериментально установлено, что потери остаточной воды в терригенных и карбонатных коллекторах, незначительны или совсем не наблюдаются [ 26 Предлагаемые авторами методики исследований образцов имеют существенные отличия, как в области моделирования условий отбора керна, таки в применяемых для насыщения керна флюидах и газах.
Кроме этого, следует учесть, что изменение насыщенности керна в значительной степени зависит от сцементированности и литологического состава пород.
Наиболее интенсивно процессы перераспределения флюидов происходят в высокопроницаемых слабосцементированных коллекторах, какими в Западной Сибири являются песчано-алевролитовые породы сеномана.
Оценка влияния разгазирования на водонасыщенность пород проведена на слабосцементированных образцах песчаников и алевролитов сено-
Окончание табл. 7
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Пределы изменения проницаемости образцов,
К
⋅10
-3
мкм
Остаточная водонасыщ. поданным центрифуг.,
%
Водонасы- щенность,
%
Вытеснен. свободная вода от во- донасыщен- ности,
%
Примеча- ние
2 1,4- 4,8 45,7 60 12,9 1
505,5 26,1 50 20,1 2
281,0-463,5 25,4 50 17,2 2
148,0-194,0 30,7 50 19,2 2
598,0-618,0 23,1 Вода не вытеснена Наиболее значительные изменения насыщенности происходят в составе газовой фазы, большая часть которой удаляется из керна при его разбу- ривании и подъёме на поверхность. Выделение из образцов газа может способствовать вытеснению насыщающих их жидкостей. Такие явления широко используются в промысловой практике, когда с помощью растворённого в нефти газа ведётся добыча нефти, а данный режим работы залежи называется режимом растворённого газа. В практике экспериментальных работ с керном, имеющим естественную водонасыщенность, иногда высказывается мнение о вытеснении из него при разгазировании не только нефти, но и остаточной воды. Однако, работами Петерсилье В.И., Топоркова В.Г. и др, посвященных вопросам изменения насыщенности керна в процессе бурения и подъёма его на поверхность, экспериментально установлено, что потери остаточной воды в терригенных и карбонатных коллекторах, незначительны или совсем не наблюдаются [ 26 Предлагаемые авторами методики исследований образцов имеют существенные отличия, как в области моделирования условий отбора керна, таки в применяемых для насыщения керна флюидах и газах.
Кроме этого, следует учесть, что изменение насыщенности керна в значительной степени зависит от сцементированности и литологического состава пород.
Наиболее интенсивно процессы перераспределения флюидов происходят в высокопроницаемых слабосцементированных коллекторах, какими в Западной Сибири являются песчано-алевролитовые породы сеномана.
Оценка влияния разгазирования на водонасыщенность пород проведена на слабосцементированных образцах песчаников и алевролитов сено-
Окончание табл. 7
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
47
манского возраста Ямбургского месторождения. Размеры и масса образцов были выбраны такими, чтобы исключить влияние потери массы керна вовремя эксперимента 2
3 1
2 3
4 1
10 100 10 20 30
С
К 10 мкм
Рисунок 8 - Зависимость количества воды вытесненной из образцов фильтратом
РНО (Сот абсолютной проницаемости (К) при различной водонасыщенности: 1-100 %; 2 – 80 %; 3 – 60 %; 4 – 50 С = 20,764 - 2,872 lg К
ПР
, r = 0,45 С = 14,68 + 4,39 lg К
ПР,
r = 0,83 С = 10,6 + 4,93 lg К
ПР
r = Для изучения данного процесса использовалась установка, схема которой показана на рисунке 9, основными частями которой являются контейнер высокого давления 1, ёмкость для раствора 2, пресс 3, манометры 4, 5, вентили 6, 7, 8, 9, 10, 11, образцы керна 12, бачок В опытах использовалась практически безводная проба РНО, которая повсеместно применяется при отборе керна. Экспериментальная работа проводилась в следующей последовательности ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Рисунок 9 - Схема установки для изучения эффекта разгазирования керна
По данным исследования керна, отобранного в скважине, пробуренной на РНО, определялось содержание остаточной воды, которое затем методом капиллярного впитывания моделировалось в предварительно проэкстраги- рованных образцах. В целях проведения насыщения порового пространства образцов природным газом их погружали в контейнер 1, куда закачивался газ
Ямбургского месторождения при давлении, равном пластовому, характерному для залежи сеномана -11,5 МПа. Закачка газа производилась в верхней части контейнера, а вытесняемый воздух выпускался через вентиль 9, чем обеспечивалась полнота заполнения камеры контейнера природным газом. Приданном пластовом давлении образцы выдерживались в течение трех суток с целью до насыщения порового пространства газом.
Для обеспечения контакта керна с РНО последний перекачивался в м- кости 2 и контейнер 1 при давлении 12,5 МПа, что соответствует давлению столба бурового раствора в скважине.
После установления контакта с образцами пород проводился эксперимент по разгазированию путём снижения давления в контейнере 1 через вентиль от 11 МПа до атмосферного. Снижение давления осуществлялось ступенями по 1,5 МПа в час, что находится в полном соответствии со временем подъёма керна с глубины 1100 м на поверхность для скважин, бурящихся с применением РНО. В конце опыта методом дистилляции в аппаратах Закса определялось содержание остаточной воды в образцах пород (таблица В результате экспериментальных исследований эффекта выделения из образцов керна свободного газа удалось установить, что остаточная водона- сыщенность песчаников не изменяется, следовательно, процесс капилляр ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
По данным исследования керна, отобранного в скважине, пробуренной на РНО, определялось содержание остаточной воды, которое затем методом капиллярного впитывания моделировалось в предварительно проэкстраги- рованных образцах. В целях проведения насыщения порового пространства образцов природным газом их погружали в контейнер 1, куда закачивался газ
Ямбургского месторождения при давлении, равном пластовому, характерному для залежи сеномана -11,5 МПа. Закачка газа производилась в верхней части контейнера, а вытесняемый воздух выпускался через вентиль 9, чем обеспечивалась полнота заполнения камеры контейнера природным газом. Приданном пластовом давлении образцы выдерживались в течение трех суток с целью до насыщения порового пространства газом.
Для обеспечения контакта керна с РНО последний перекачивался в м- кости 2 и контейнер 1 при давлении 12,5 МПа, что соответствует давлению столба бурового раствора в скважине.
После установления контакта с образцами пород проводился эксперимент по разгазированию путём снижения давления в контейнере 1 через вентиль от 11 МПа до атмосферного. Снижение давления осуществлялось ступенями по 1,5 МПа в час, что находится в полном соответствии со временем подъёма керна с глубины 1100 м на поверхность для скважин, бурящихся с применением РНО. В конце опыта методом дистилляции в аппаратах Закса определялось содержание остаточной воды в образцах пород (таблица В результате экспериментальных исследований эффекта выделения из образцов керна свободного газа удалось установить, что остаточная водона- сыщенность песчаников не изменяется, следовательно, процесс капилляр ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
49
ного перераспределения флюидов при выделении свободного газа существенного влияния не оказывает на количественное содержание остаточной воды.
Таблица Результаты моделирования эффекта разгазирования керна
№
образ- ца
Проницаемость,
К
⋅10
-3
мкм
2
Пористость,
%
Водонасы- щенность,
%
Примечание
1 1635,0 34,3 вода не вытеснена 1164,0 33,2 14,2
-“-
3 1828,7 34,6 15,5
-“-
4 1828,7 34,6 14,5
-“-
5 2199,9 34,4 14,0
-“-
6 1156,0 34,8 13,3
-“-
7 1156,0 35,6 13,1
-“-
8 1156,0 35,3 Известно, что проникновение твёрдой и жидкой фаз глинистого раствора в нефтегазоносные пласты изменяет их насыщенность пластовыми жидкостями в зоне проникновения. Вместе стем керн, отобранный в данных скважинах, оказывается многократно промытым фильтратом раствора, и начальную нефтенасыщенность его установить невозможно.
Исследованиями проникновения фильтратов глинистых растворов в образцы керна занимались Березин В.М., Глумов И.Ф., Орлов ЛИ, Шути- хин Б.И. и другие. В связи с полученными различными авторами результатами большая часть проведённых исследований касалась вопросов оценки размеров зон проникновения, степени внедрения фильтрата в образцы порода также определения остаточной нефтенасыщенности по промытым при заводнении зонам нефтяных пластов.
Петерсилье В.И., Белов Ю.А. и другие предложили способ установления факта проникновения фильтрата глинистого раствора в нефтегазоносный пласт. Факт проникновения фильтрата глинистого раствора в нефтегазоносные пласты устанавливается поданным определений водонасыщенности керна, отобранного в скважинах, одна из которых пробурена на нефтяной, а другая - на водной основе [ 26 Способ основан на повсеместном вытеснении проникшей в керн воды в камере капилляриметра до уровня остаточной и последующего сопоставления масс образцов с естественной и остаточной водонасыщенностью для определения количества внедрившейся воды. Учитывая предложенный способ оценки проникновения фильтрата глинистого раствора в отбираемый
1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 12
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
керн, мы исследовали возможность использования для этих целей специальных глинистых растворов, которые отличаются малой водоотдачей и низкими скоростями фильтрации.
Исследования фильтрации пяти модификаций глинистых растворов, предлагаемых для вскрытия газоносных пластов сеномана, выполнены нами в лабораторных условиях на образцах песчаников Заполярного месторождения.
Эксперименты проводились на усовершенствованной стандартной установке УИПК-1М, способной моделировать пластовые условия. Перед началом эксперимента для каждого образца определялась газопроницаемость и методом центрифугирования моделировалась остаточная во- донасыщенность. Под вакуумом песчаники насыщались углеводородной жидкостью – керосином.
В процессе опыта образцы помещались в кернодержатель, где в пластовых условиях определялась проницаемость по углеводородной жидкости. Затем в условиях статического режима фильтрации через образец прокачивался глинистый раствор при перепаде давления в 1,5 МПа до полного затухания фильтрации. Выбор данного перепада давления обусловлен глубиной залегания продуктивных пластов и репрессий, возникающих при их вскрытии. Вся профильтрованная и вытесненная при этом жидкость собиралась в мерную бюретку.
По окончании эксперимента с целью выяснения внедрения глинистых частиц и фильтрата проводилась повторная фильтрация керосина, но уже с противоположной стороны образца. Вовремя обратной фильтрации определялась проницаемость по углеводородной жидкости и объём вытесненного при этом фильтрата.
После опыта на данных образцах методом дистилляции в аппарате Закса определялось содержание воды, в состав которой входит остаточная вода и фильтрат глинистого раствора, В качестве исследуемых жидкостей в экспериментах применялись пять различных модификаций глинистого раствора. Компонентный состав и параметры растворов приведены в таблице Раствор 1 представляет собой пробу раствора, отобранную с бурящей- ся скважины Уренгойского месторождения в интервале сеноманской залежи газа.
Остальные четыре раствора приготовлены из предварительно гидратированного ильского бентонита, содержание которого составляет 4 % - 6 %, и утяжелены баритов. С целью снижения водоотдачи все растворы обработаны КМЦ-600.
Растворы 2 ив качестве дисперсной фазы, кроме бентонита, содержат низкосортный коротковолокнистый хризотиласбест К-6-30.Раствор 3, вот- личие от раствора 2, минерализован хлоридом калия ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Исследования фильтрации пяти модификаций глинистых растворов, предлагаемых для вскрытия газоносных пластов сеномана, выполнены нами в лабораторных условиях на образцах песчаников Заполярного месторождения.
Эксперименты проводились на усовершенствованной стандартной установке УИПК-1М, способной моделировать пластовые условия. Перед началом эксперимента для каждого образца определялась газопроницаемость и методом центрифугирования моделировалась остаточная во- донасыщенность. Под вакуумом песчаники насыщались углеводородной жидкостью – керосином.
В процессе опыта образцы помещались в кернодержатель, где в пластовых условиях определялась проницаемость по углеводородной жидкости. Затем в условиях статического режима фильтрации через образец прокачивался глинистый раствор при перепаде давления в 1,5 МПа до полного затухания фильтрации. Выбор данного перепада давления обусловлен глубиной залегания продуктивных пластов и репрессий, возникающих при их вскрытии. Вся профильтрованная и вытесненная при этом жидкость собиралась в мерную бюретку.
По окончании эксперимента с целью выяснения внедрения глинистых частиц и фильтрата проводилась повторная фильтрация керосина, но уже с противоположной стороны образца. Вовремя обратной фильтрации определялась проницаемость по углеводородной жидкости и объём вытесненного при этом фильтрата.
После опыта на данных образцах методом дистилляции в аппарате Закса определялось содержание воды, в состав которой входит остаточная вода и фильтрат глинистого раствора, В качестве исследуемых жидкостей в экспериментах применялись пять различных модификаций глинистого раствора. Компонентный состав и параметры растворов приведены в таблице Раствор 1 представляет собой пробу раствора, отобранную с бурящей- ся скважины Уренгойского месторождения в интервале сеноманской залежи газа.
Остальные четыре раствора приготовлены из предварительно гидратированного ильского бентонита, содержание которого составляет 4 % - 6 %, и утяжелены баритов. С целью снижения водоотдачи все растворы обработаны КМЦ-600.
Растворы 2 ив качестве дисперсной фазы, кроме бентонита, содержат низкосортный коротковолокнистый хризотиласбест К-6-30.Раствор 3, вот- личие от раствора 2, минерализован хлоридом калия ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Таблица Состав и свойства исследуемых глинистых растворов
Тип раствора Состав раствора ПараметрыПлот- ность, кг/м
3
Услов- ная вязкость Фильтрация, см 30 мин
Толщина корки,
мм рH
Пласт. вязкость,
10
-3
Па
⋅с
1
глинистый раствор из скв.9201 Уренгойского ГКМ забой 1250 м 27 5,5 2,0 9,07 19,5 2
4 % глинистый раствор
+2 % асбеста К %
КМЦ-600+ барит глинистый раствор
+3 % асбеста К %
КМЦ-600+5 %
КСl+барит
1260 27 6,0 0,8 9,20 18,5 4
5 % глинистый раствор +0,3 %
КМЦ-600 +
1 % СМАД-l
+ барит 26 7,0 1,0 8,35 12,5 5
5 % глинистый раствор +0,3 %
КМЦ-600+ 1
% ЛТМС+ барит Растворы 4 и 5 с целью улучшения их смазочной способности обработаны добавками СМАД-1, ЛТМС и СМАД, представляющими собой смесь окисленного петролатума с дизельным топливом ЛТМС – смазочная добавка на основе головной фракции таллового масла. СМАД-1 и ЛТМС являются ПАВ с ограниченной растворимостью вводе ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Тип раствора Состав раствора ПараметрыПлот- ность, кг/м
3
Услов- ная вязкость Фильтрация, см 30 мин
Толщина корки,
мм рH
Пласт. вязкость,
10
-3
Па
⋅с
1
глинистый раствор из скв.9201 Уренгойского ГКМ забой 1250 м 27 5,5 2,0 9,07 19,5 2
4 % глинистый раствор
+2 % асбеста К %
КМЦ-600+ барит глинистый раствор
+3 % асбеста К %
КМЦ-600+5 %
КСl+барит
1260 27 6,0 0,8 9,20 18,5 4
5 % глинистый раствор +0,3 %
КМЦ-600 +
1 % СМАД-l
+ барит 26 7,0 1,0 8,35 12,5 5
5 % глинистый раствор +0,3 %
КМЦ-600+ 1
% ЛТМС+ барит Растворы 4 и 5 с целью улучшения их смазочной способности обработаны добавками СМАД-1, ЛТМС и СМАД, представляющими собой смесь окисленного петролатума с дизельным топливом ЛТМС – смазочная добавка на основе головной фракции таллового масла. СМАД-1 и ЛТМС являются ПАВ с ограниченной растворимостью вводе ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Все исследуемые растворы имели близкие значения водоотдачи
5,5 - 7,5 см мини плотность 1240-1260 кг/м
3
. Во всех приведенных случаях воздействия раствора на керн наблюдается повсеместное снижение проницаемости при обратной фильтрации углеводородной жидкости. При этом эффект снижения проницаемости наиболее велик у высокопроницае- мых породи заметен для низкопроницаемых (рисунок 10).
1 3
6 7
4 5
2 8
3 10 30 100 3
6 9
30 10 3
1 2
4 5
6 3
3 6
9 К 10 мкм К 10 мкм 10
T 10
T 10
Б
А
Рисунок 10 - График зависимости восстановления проницаемости по керосину от времени:
А - в растворе ПАВ отсутствуют линии 1, 2 - естественный глинистый раствор скв. 9201, тип глинистого раствора 3-5-2, Б – растворы, обработанные ПАВ, тип глинистого раствора 1-3-4, 4-5-6
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
5,5 - 7,5 см мини плотность 1240-1260 кг/м
3
. Во всех приведенных случаях воздействия раствора на керн наблюдается повсеместное снижение проницаемости при обратной фильтрации углеводородной жидкости. При этом эффект снижения проницаемости наиболее велик у высокопроницае- мых породи заметен для низкопроницаемых (рисунок 10).
1 3
6 7
4 5
2 8
3 10 30 100 3
6 9
30 10 3
1 2
4 5
6 3
3 6
9 К 10 мкм К 10 мкм 10
T 10
T 10
Б
А
Рисунок 10 - График зависимости восстановления проницаемости по керосину от времени:
А - в растворе ПАВ отсутствуют линии 1, 2 - естественный глинистый раствор скв. 9201, тип глинистого раствора 3-5-2, Б – растворы, обработанные ПАВ, тип глинистого раствора 1-3-4, 4-5-6
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
В результате выполненных исследований установлено, что глинистые растворы 4 и 5 вызывают незначительную кольматацию керна, а снижение проницаемости по углеводородной жидкости обусловлено главным образом проникновением водного фильтрата раствора.
Процесс проникновения фильтрата происходит на малую глубину, так как при обратной фильтрации он практически весь вытесняется углеводородной жидкостью, а содержание воды в коллекторах с проницаемостью от
10
⋅10
-3 до 50
⋅10
-3
мкм сохраняется на уровне остаточной (таблица Таблица Изменение фильтрационных характеристик пород после прокачки глинистых растворов образца Тип раствора Газопроницае- мость,
К
⋅10
-3
мкм
Коэффициент изменения проницаемости по керосину после фильтрации рас- твора,
доли ед.
Объём фильтрата раствора, сохраняющегося в керне после обратной фильтрации керосина, от объёма пор, до опыта после опыта 1
131,5 131,5 0,51 10,9 2
64,2 51,7 0,73 24,5 3
51,3 43,2 0,55 24,9 4
2 28,6 24,2 0,74 10,1 5
27,3 21,1 0,66 1,6 6
150,0 132,4 0,51 0
7 3
45,6 27,5 0,65 6,9 8
22,6 25,4 0,74 11,5 9
266,0 261,0 0,83 1,4 10 4
38,4 35,9 0,94 0
11 10,1 6,5 0,50 0
12 52,8 47,4 0,69 0
13 11,8 9,8 0,80 На рисунке показано изменение во времени проницаемости при обратной фильтрации жидкости после воздействия на керн глинистого раствора.
У растворов 4 и 5, проницаемость по углеводородной жидкости, хотя и не восстанавливается до прежней, но положение зависимостей свидетельствует о неглубоком проникновении фильтрата раствора ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Процесс проникновения фильтрата происходит на малую глубину, так как при обратной фильтрации он практически весь вытесняется углеводородной жидкостью, а содержание воды в коллекторах с проницаемостью от
10
⋅10
-3 до 50
⋅10
-3
мкм сохраняется на уровне остаточной (таблица Таблица Изменение фильтрационных характеристик пород после прокачки глинистых растворов образца Тип раствора Газопроницае- мость,
К
⋅10
-3
мкм
Коэффициент изменения проницаемости по керосину после фильтрации рас- твора,
доли ед.
Объём фильтрата раствора, сохраняющегося в керне после обратной фильтрации керосина, от объёма пор, до опыта после опыта 1
131,5 131,5 0,51 10,9 2
64,2 51,7 0,73 24,5 3
51,3 43,2 0,55 24,9 4
2 28,6 24,2 0,74 10,1 5
27,3 21,1 0,66 1,6 6
150,0 132,4 0,51 0
7 3
45,6 27,5 0,65 6,9 8
22,6 25,4 0,74 11,5 9
266,0 261,0 0,83 1,4 10 4
38,4 35,9 0,94 0
11 10,1 6,5 0,50 0
12 52,8 47,4 0,69 0
13 11,8 9,8 0,80 На рисунке показано изменение во времени проницаемости при обратной фильтрации жидкости после воздействия на керн глинистого раствора.
У растворов 4 и 5, проницаемость по углеводородной жидкости, хотя и не восстанавливается до прежней, но положение зависимостей свидетельствует о неглубоком проникновении фильтрата раствора ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Влияние проникновения фильтрата у других типов растворов значительно возрастает, о чём свидетельствуют результаты замеров количества воды после обратной фильтрации жидкости, а также более пологая форма зависимостей
( )
пр
К
f t
=
(см. рисунок Вероятно, добавки асбеста и хлористого калия не могут предотвратить глубокого проникновения фильтратов у растворов 2 и 3, которые как 4 и 5 типы раствора имеют низкое содержание глинистой фазы.
Особое поведение растворов 4 и 5 объясняется благоприятным воздействием на образцы смазочных добавок, которые являются ПАВ и препятствуют взаимодействию фильтрата с породой.
Из анализа проведенных экспериментальных исследований следует, что наиболее приемлемы для отбора керна с целью определения его водона- сыщенности растворы типов 4 и 5, имеющие в своем составе гидрофобные ПАВ с низким содержанием глинистых частиц и малой водоотдачей. Непро- мытыми фильтратами данных типов растворов оказались образцы песчаников с проницаемостью от 10
⋅ 10
-3 до 50
⋅10
-3 мкм, а высокопроницаемые разности (
пр
К
=280
⋅10
-3 мкм
2
)
сохраняют водный фильтрат даже после обратной фильтрации керосина.
Таким образом, к проблеме определения водонасыщенности керна, отобранного в скважинах, пробуренных на глинистых растворах, подход должен быть комплексный, то есть одновременно с лабораторным экспериментом по воздействию фильтратов глинистых растворов на водонасыщен- ность образцов керна с различной проницаемостью должны разрабатываться специальные глинистые растворы, имеющие низкую водоотдачу, а при вскрытии продуктивных горизонтов и отборе керна должны строго выдерживаться технологические условия бурения скважин.
Вскрытие пород-коллекторов в процессе бурения
При вскрытии газонефтеводонасыщенных пластов плотность бурового раствора подбирается таким образом, чтобы гидростатическое давление создаваемое столбом бурового раствора в скважине превышало пластовое
(поровое) давление на величину в соответствии с ПБ 08-624-03 [27]:
- 10–15 % для скважин глубиной от устья дом, ноне более
1,5 МПа- 5–10 % для скважин глубиной от 1200 м дом, ноне более
2,5 МПа- 4–7 % для скважин глубиной от 2500 м до проектной глубины, ноне более 3,5 МПа ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
( )
пр
К
f t
=
(см. рисунок Вероятно, добавки асбеста и хлористого калия не могут предотвратить глубокого проникновения фильтратов у растворов 2 и 3, которые как 4 и 5 типы раствора имеют низкое содержание глинистой фазы.
Особое поведение растворов 4 и 5 объясняется благоприятным воздействием на образцы смазочных добавок, которые являются ПАВ и препятствуют взаимодействию фильтрата с породой.
Из анализа проведенных экспериментальных исследований следует, что наиболее приемлемы для отбора керна с целью определения его водона- сыщенности растворы типов 4 и 5, имеющие в своем составе гидрофобные ПАВ с низким содержанием глинистых частиц и малой водоотдачей. Непро- мытыми фильтратами данных типов растворов оказались образцы песчаников с проницаемостью от 10
⋅ 10
-3 до 50
⋅10
-3 мкм, а высокопроницаемые разности (
пр
К
=280
⋅10
-3 мкм
2
)
сохраняют водный фильтрат даже после обратной фильтрации керосина.
Таким образом, к проблеме определения водонасыщенности керна, отобранного в скважинах, пробуренных на глинистых растворах, подход должен быть комплексный, то есть одновременно с лабораторным экспериментом по воздействию фильтратов глинистых растворов на водонасыщен- ность образцов керна с различной проницаемостью должны разрабатываться специальные глинистые растворы, имеющие низкую водоотдачу, а при вскрытии продуктивных горизонтов и отборе керна должны строго выдерживаться технологические условия бурения скважин.
Вскрытие пород-коллекторов в процессе бурения
При вскрытии газонефтеводонасыщенных пластов плотность бурового раствора подбирается таким образом, чтобы гидростатическое давление создаваемое столбом бурового раствора в скважине превышало пластовое
(поровое) давление на величину в соответствии с ПБ 08-624-03 [27]:
- 10–15 % для скважин глубиной от устья дом, ноне более
1,5 МПа- 5–10 % для скважин глубиной от 1200 м дом, ноне более
2,5 МПа- 4–7 % для скважин глубиной от 2500 м до проектной глубины, ноне более 3,5 МПа ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Основными технологическими критериями, по которым выбирают буровые растворы, являются стабильность ствола скважины очистка скважины от шлама контроль за сохранностью ствола максимальное сохранение естественных коллекторских свойств при вскрытии продуктивных горизонтов.
Для первичного вскрытия целесообразно применение буровых растворов, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов. Поэтому общее содержание твердой фазы в растворе должно поддерживаться на низком уровне с целью предотвращения загрязнения пласта и повышения гидравлической эффективности. В цикле строительства скважин вскрытие продуктивного пласта является одним из основных и сложных процессов. От качества выполнения данного этапа во многом зависит оценка перспективности нового месторождения, а в эксплуатационных скважинах – начальный дебит. Весьма эффективным является вариант вскрытия продуктивного пласта на режиме равновесия, когда давление на забое бурящейся скважины близко к пластовому или незначительно превышает его. Второй вариант вскрытия - на депрессии, когда забойное давление ниже пластового. Это позволяет обеспечить сохранение естественных коллекторских свойств продуктивного пласта.
Для разработки рецептур жидкостей для вскрытия продуктивных пластов, обеспечивающих дебиты, близкие к потенциальным, необходимо в качестве первоочередной задачи провести исследования по определению степени влияния их фильтратов на величину коэффициента восстановления проницаемости. Задача состоит в подборе химреагентов для обработки бурового раствора, оказывающих минимальное ухудшение коллекторских свойств. Дополучения этих данных все предложения по первичному вскрытию продуктивных пластов носят рекомендательный характер.
Анализ результатов первичного вскрытия продуктивных пластов Восточной Сибири показывает, что отрицательное влияние буровых растворов на продуктивный пласт приводит к следующим отрицательным явлениям- закупорке пор твердыми частицами бурового раствора, осадками из фильтратов, пластовых жидкостей, либо продуктами реакции компонентов раствора с составляющими породы- снижению фазовой проницаемости пород по нефти и газу в результате внедрения в поровое пространство водной фазы раствора- образованию водонефтяных эмульсий и газожидкостных систем в призабойной зоне.
Все эти процессы обусловлены воздействием на продуктивный пласт твердой фазы и фильтрата бурового раствора. Основными технологическими факторами, оказывающими влияние на проницаемость пород коллектора в призабойной зоне пласта при его вскры-
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Для первичного вскрытия целесообразно применение буровых растворов, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов. Поэтому общее содержание твердой фазы в растворе должно поддерживаться на низком уровне с целью предотвращения загрязнения пласта и повышения гидравлической эффективности. В цикле строительства скважин вскрытие продуктивного пласта является одним из основных и сложных процессов. От качества выполнения данного этапа во многом зависит оценка перспективности нового месторождения, а в эксплуатационных скважинах – начальный дебит. Весьма эффективным является вариант вскрытия продуктивного пласта на режиме равновесия, когда давление на забое бурящейся скважины близко к пластовому или незначительно превышает его. Второй вариант вскрытия - на депрессии, когда забойное давление ниже пластового. Это позволяет обеспечить сохранение естественных коллекторских свойств продуктивного пласта.
Для разработки рецептур жидкостей для вскрытия продуктивных пластов, обеспечивающих дебиты, близкие к потенциальным, необходимо в качестве первоочередной задачи провести исследования по определению степени влияния их фильтратов на величину коэффициента восстановления проницаемости. Задача состоит в подборе химреагентов для обработки бурового раствора, оказывающих минимальное ухудшение коллекторских свойств. Дополучения этих данных все предложения по первичному вскрытию продуктивных пластов носят рекомендательный характер.
Анализ результатов первичного вскрытия продуктивных пластов Восточной Сибири показывает, что отрицательное влияние буровых растворов на продуктивный пласт приводит к следующим отрицательным явлениям- закупорке пор твердыми частицами бурового раствора, осадками из фильтратов, пластовых жидкостей, либо продуктами реакции компонентов раствора с составляющими породы- снижению фазовой проницаемости пород по нефти и газу в результате внедрения в поровое пространство водной фазы раствора- образованию водонефтяных эмульсий и газожидкостных систем в призабойной зоне.
Все эти процессы обусловлены воздействием на продуктивный пласт твердой фазы и фильтрата бурового раствора. Основными технологическими факторами, оказывающими влияние на проницаемость пород коллектора в призабойной зоне пласта при его вскры-
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
56
тии бурением, являются репрессия, период времени ее действия, физико-хи- мические свойства фильтрата бурового раствора и фракционный состав и свойства твердой фазы.
Репрессия определяет принципиальную возможность воздействия бурового раствора на пласт. Она является причиной формирования фильтрационной корки и зоны кольматации, через которые происходит фильтрование жидкой фазы бурового раствора. Величина репрессии влияет на степень деформации пород в пределах призабойной зоны ив частности, на изменение естественной раскрытости трещин. Под действием репрессии может происходить задавливание бурового раствора в естественные или принудительно раскрытые трещины.
Период времени вскрытия продуктивного интервала оказывает влияние, главным образом, на глубину проникновения фильтрата бурового раствора, то есть определяет размер зоны возможного ухудшения ФЕС пласта.
Физико-химические свойства фильтрата бурового раствора обуславливают возможность возникновения и развития в пласте вторичных процессов при контакте фильтрата с пластовыми флюидами и породообразующими минералами. Взаимодействие фильтрата с компонентами пластовой системы в призабойной зоне приводит к нарушению равновесия на границах раздела фаз к изменению вследствие этого проницаемости породы-коллектора.
Фракционный состав и свойства твердой фазы бурового раствора определяют проницаемость фильтрационной корки и зоны кольматации, а также возможность образования закупоривающих тампонов в трещинах.
Наиболее объективным показателем качества вскрытия пласта является ОП, измеряемая отношением фактической продуктивности скважины и потенциально возможной [ 28 ], в нефтепромысловой практике этот показатель определяется через скин-фактор S поданным гидродинамических исследований в скважинах в процессе бурения. Приняты следующие градации качества вскрытия по ОП- ОП < 0,7 – неудовлетворительное- 0,7 < ОП < 0,8 – удовлетворительное- 0,8 < ОП < 0,9 хорошее- ОП > 0,9 очень хорошее.
В решении проблемы повышения качества вскрытия пласта высокое место занимает выбор бурового раствора, так как от его свойств зависят глубина его проникновения в пласт при существующих технологиях вскрытия и степень уменьшения проницаемости пласта в зоне проникновения. В тоже время раствор должен обеспечивать технологические параметры бурения скорость проходки, устойчивость стенки скважины наработку без разбавления безаварийное вскрытие и т.д.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Поэтому при разработке буровых растворов и адаптации их к горно- геологическим условиям вскрытия пластов необходимо учитывать тип коллектора, особенности его минерального состава, ФЕС, характер насыщения пластовыми флюидами и химический состав пластовых вод.
Вскрытие трещинных и трещинно-поровых коллекторов
Промысловый опыт вскрытия трещинно-поровых и порово-трещин- ных коллекторов ачимовских отложений Западной Сибири в зонах 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 растворив результате этого происходит резкое снижение его уровняв скважинке, что сможет привести к выбросу раствора и аварийному фонтанированию.
Значительная часть поглощенного бурового раствора остается в породах-коллекторах, снижая их фильтрационные свойства, а в дальнейшем влияет на получение промышленных дебитов. Данная технология проводки скважин при наличии АВПД проводится почти повсеместно, а пласты, испытанные через эксплуатационную колонну, интерпретируются как практически «сухие».
Наиболее рациональный способ вскрытия залежей с АВПД был применен при вскрытии баженовской свиты на Салымском месторождении. Технология вскрытия заключалась в том, что после спуска эксплуатационной колонны до кровли баженовской свиты, башмак которой устанавливался на 10-20 метров выше кровли свиты, проводилось бурение на растворе плотностью от 1100 до 1200 кг/м
3
вместо положенной по расчету плотностью от 1600 до 1700 кг/м
3
Первичное вскрытие ачимовских отложений Уренгойского месторождения обычно проводится на утяжеленном глинистом растворе, обеспечивающем минимальную водоотдачу. В качестве утяжелителей используется барит или железорудный концентрат. Для обеспечения максимальной добычи из скважин, вскрывших ачимовские отложения, предусматривается бурение скважины проводить на равновесии с применением кольматантов, обеспечивающих образование глинистой корки.
Вскрытие продуктивных пластов месторождений Восточной Сибири проводят на вязких минерализованных полимерных растворах плотностью от 1300 до 1500 кг/м
3
. В тоже время, как показывают исследования, увеличение плотности бурового раствора, обуславливающее увеличение репрессии на пласт, ведет к расширению зоны проникновения фильтрата раствора
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Вскрытие трещинных и трещинно-поровых коллекторов
Промысловый опыт вскрытия трещинно-поровых и порово-трещин- ных коллекторов ачимовских отложений Западной Сибири в зонах 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 растворив результате этого происходит резкое снижение его уровняв скважинке, что сможет привести к выбросу раствора и аварийному фонтанированию.
Значительная часть поглощенного бурового раствора остается в породах-коллекторах, снижая их фильтрационные свойства, а в дальнейшем влияет на получение промышленных дебитов. Данная технология проводки скважин при наличии АВПД проводится почти повсеместно, а пласты, испытанные через эксплуатационную колонну, интерпретируются как практически «сухие».
Наиболее рациональный способ вскрытия залежей с АВПД был применен при вскрытии баженовской свиты на Салымском месторождении. Технология вскрытия заключалась в том, что после спуска эксплуатационной колонны до кровли баженовской свиты, башмак которой устанавливался на 10-20 метров выше кровли свиты, проводилось бурение на растворе плотностью от 1100 до 1200 кг/м
3
вместо положенной по расчету плотностью от 1600 до 1700 кг/м
3
Первичное вскрытие ачимовских отложений Уренгойского месторождения обычно проводится на утяжеленном глинистом растворе, обеспечивающем минимальную водоотдачу. В качестве утяжелителей используется барит или железорудный концентрат. Для обеспечения максимальной добычи из скважин, вскрывших ачимовские отложения, предусматривается бурение скважины проводить на равновесии с применением кольматантов, обеспечивающих образование глинистой корки.
Вскрытие продуктивных пластов месторождений Восточной Сибири проводят на вязких минерализованных полимерных растворах плотностью от 1300 до 1500 кг/м
3
. В тоже время, как показывают исследования, увеличение плотности бурового раствора, обуславливающее увеличение репрессии на пласт, ведет к расширению зоны проникновения фильтрата раствора
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
в коллектор и, соответственно, отрицательно влияет на добывные характеристики скважин. Учитывая вышеизложенное, рекомендуется для вскрытия пластов применять растворы с малым содержанием твердой фазы. Плотность бурового раствора с момента вскрытия продуктивных пластов и до окончания цементирования эксплуатационной колонны должна быть минимальной в соответствии с текущим пластовым давлением ив тоже время обеспечивающей безаварийную проводку ствола скважин.
Анализ геолого-технических условий вскрытия
трещинно-поровых коллекторов ачимовских отложений
Анализ геолого-технических условий и осложнений проведен на основе опыта строительства скважин на Уренгойском месторождении при вскрытии ачимовских отложений. Согласно проектам на строительство скважин в них предусматривается спуск кондуктора диаметром 426 мм на глубину 450 м, промежуточной колонны диаметром 324 мм на глубину 1350 м, эксплуатационной колонны диаметром 245 мм на глубину 3600 м для вертикальных им для горизонтальных скважин. В конструкции скважин предусмотрен спуск хвостовика диаметром 178 мм на глубину от 3100 дом, цементируемый хвостовик-фильтр диаметром 178 мм устанавливается на глубину от 3500 дом для вертикальных скважин и на глубину от 4007 дом для горизонтальных скважин.
При вскрытии скважиной разреза дом, в который входят четвертичные отложения, отложения чеганской, люлинворской и верхняя часть тибейсалинской свит, представленные, главным образом, неустойчивыми породами супеси, пески, глины, возможны такие осложнения, как обвало- кавернообразование, поглощение бурового раствора, прихваты бурильного инструмента.
В нижней части тибейсалинской, ганькинской, березовской, кузнецовс- кой свит дом породы сложены глинами с прослоями опоковидных глин и плотными аргиллитоподобными глинами. В этом интервале возможны такие осложнения, как образование сальников, прихваты бурильного инструмента, обвалы стенок скважины. Сеноманский комплекс, расположенный до глубины 1300 м, представлен переслаиванием мелко и среднезернистых песков, песчаников и глин. При бурении этого интервала возможны такие осложнения, как газопроявления, поглощения бурового раствора, прихваты бурильного инструмента, кавернообразование.
Интервалы покурской, тангаловской свит в верхней части и до глубины м представлены переслаиванием песчаных пропластков, пластов и глинистых отложений. В интервале от 2750 дом расположены продуктивные пласты БУ толщиной от 20 дом. В этом интервале отмечаются
Анализ геолого-технических условий вскрытия
трещинно-поровых коллекторов ачимовских отложений
Анализ геолого-технических условий и осложнений проведен на основе опыта строительства скважин на Уренгойском месторождении при вскрытии ачимовских отложений. Согласно проектам на строительство скважин в них предусматривается спуск кондуктора диаметром 426 мм на глубину 450 м, промежуточной колонны диаметром 324 мм на глубину 1350 м, эксплуатационной колонны диаметром 245 мм на глубину 3600 м для вертикальных им для горизонтальных скважин. В конструкции скважин предусмотрен спуск хвостовика диаметром 178 мм на глубину от 3100 дом, цементируемый хвостовик-фильтр диаметром 178 мм устанавливается на глубину от 3500 дом для вертикальных скважин и на глубину от 4007 дом для горизонтальных скважин.
При вскрытии скважиной разреза дом, в который входят четвертичные отложения, отложения чеганской, люлинворской и верхняя часть тибейсалинской свит, представленные, главным образом, неустойчивыми породами супеси, пески, глины, возможны такие осложнения, как обвало- кавернообразование, поглощение бурового раствора, прихваты бурильного инструмента.
В нижней части тибейсалинской, ганькинской, березовской, кузнецовс- кой свит дом породы сложены глинами с прослоями опоковидных глин и плотными аргиллитоподобными глинами. В этом интервале возможны такие осложнения, как образование сальников, прихваты бурильного инструмента, обвалы стенок скважины. Сеноманский комплекс, расположенный до глубины 1300 м, представлен переслаиванием мелко и среднезернистых песков, песчаников и глин. При бурении этого интервала возможны такие осложнения, как газопроявления, поглощения бурового раствора, прихваты бурильного инструмента, кавернообразование.
Интервалы покурской, тангаловской свит в верхней части и до глубины м представлены переслаиванием песчаных пропластков, пластов и глинистых отложений. В интервале от 2750 дом расположены продуктивные пласты БУ толщиной от 20 дом. В этом интервале отмечаются
1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 12