ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 11.01.2024
Просмотров: 42
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
108 0
1 2
3 4
5 6
7 8
0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 Концентрация HF, Растворимость мм Рисунок 21 - Зависимость коэффициента растворимости для известняка и доломита от концентрации плавиковой кислоты – CaCO
3
; 2 – CaMg(CO
3
)
2
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
114
дились лабораторные исследования по изучению растворимости измельченного керна продуктивных пластов Ильбокичской и Абаканской площадей в солянокислотном растворе концентрацией от 12,0 до 18,0 %. Отбирались навески измельченного керна, которые помещались в кислотный раствори выдерживались в нем в течение 14400 сч. После окончания процесса реагирования кислоты с породой нерастворившаяся часть керна отфильтровывалась через фильтр. Остатки керна из стакана, где проводилась реакция, смывались раствором 2 % – ной кислоты на фильтр. После просушки фильтра в сушильном шкафу при температуре 105 С до стабилизации его веса, фильтр взвешивался и определялось количество нерастворившегося остатка породы. В проведенных экспериментах использовались пробы керна из отложений венда, представленные доломитом и песчаниками. Проведенными экспериментами доказана возможность применения СКО объектов на Иль- бокичской площади. Традиционно применяемая для СКО объектов соляная кислота 15 % - ной концентрации имеет более низкую эффективность, чем солянокислотный раствор с добавкой 0,5 % - ной концентрации аскорбиновой кислоты, которая играет в данном случае роль стабилизатора и усиливает действие соляной кислоты. Достаточно высокую эффективность в применении может иметь растворной. Применение 18 % - ной HCl также возможно при повышенной карбонатности пород. Основными компонентами, растворяющимися в кислоте, являются оксиды железа, алюминия, карбонаты железа, кальция, магния. Для карбонатных пород, представленных в отобранной коллекции доломитом, характерна высокая растворимость до 96,7 % в соляной кислоте концентрацией до 18 %, что подтверждает ее высокую эффективность при обработке карбонатных пород. В терригенных породах песчаниках, более перспективными будут кислотные составы 15 %- ной HCl с 0,5 % аскорбиновой кислоты иная. Результаты исследований представлены в таблице При проведении экспериментальных работ по растворению образцов керна вендских отложений Абаканской площади было установлено, что со- лянокислотные обработки на Абаканской площади в вендских отложениях будут иметь низкую эффективность. Обработка песчаников растворами
12 ной иной концентрации HCl имеет низкую эффективность, так как растворимость пород изменяется от 6,7 % до 36,6 %. Для Ильбокичской площади растворимость песчаников венда изменяется от 25,0 % до 91,7 %. Такие отличия в растворимости песчаников связаны с присутствием в составе цемента песчаников Ильбокичской площади карбонатов и минералов, содержащих железо. В отличие от песчаников венда Ильбокичской площади породы венда Абаканской площади более глинистые и для их растворения следует применять глинокислотные составы, содержащие соляную и плавиковую кислоты 12 % HCl + 4 % HF. Введение в состав стабилизатора в
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
119 1
2 3
4 5
6 7
8 7
2505,0-
2515,1
венд
Песча- ник бурый 0,29 0,41 8
2505,0-
2515,1
венд
Песча- ник зеленоватый 2526,0-
2538,2
венд
Песча- ник темно- серый 0,32 0,47 39 2550,8-
2559,3
венд
Песча- ник серый 0,12 0,14 44 2550,8-
2559,3
венд
Песча- ник серый 0,26 Таблица Результаты определения прочностных характеристик образцов керна после обработки глинокислотой
Пло- щадь, скважина образца Интервал отбора керна,
м
Про- дук- ти- вный горизонт Литология Прочностные характеристики образца после обработки 12 % HCl
+ 4 % давление раз- руше- ния,
МПа коэффициент Пуас- сона,
доли ед.
коэффици- ент бокового распора,
доли ед.
Абакан- ская скважина 2606,7-
2612,6
венд
Песчаник буро-ко- ричневый
12,0 0,40 0,67 80.1 2606,7-
2612,6
венд
Песчаник буро-ко- ричневый
26,0 0,33 0,49 84.1 2606,7-
2612,6
венд
Песчаник буро-ко- ричневый
22,0 0,16 0,19 361.1 рифей Песчаник серый 0,10 Окончание табл. 28
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
122 11. Котяхов, ФИ. Об оценке коллекторских свойств нефтяных пластов по керну. Текст / ФИ. Котяхов, ЮС. Мельникова и др. // Тр. ВНИИ. Вып.
48. - М Недра, 1967. - С. 67-85.
12. Марморштейн, Л.М. Петрофизические свойства осадочных пород при высоких давлениях и температурах. Текст / Л.М. Марморштейн. - М Недра, 1985. – 190 с. Павлова, Н.Н. Деформационные и коллекторские свойства горных пород. Текст / Н.Н. Павлова - М Недра, 1975. – 240 с. Балин, В.П. Оптимизация систем разработки ачимовских отложений Ново-Уренгойского месторождения при проектировании. Текст /
В.П. Балин, В.Н. Бородкин и др.//Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений- МС. Глумов, И.Ф. Исследование проникновения фильтрата глинистого раствора в монолитный песчаник в процессе выбуривания керна. Текст /
И.Ф. Глумов // Тр. ТатНИИ. Вып. 2. – Бугульма, 1960. - С. 285-299.
16. Ханин, А.А. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. Текст /
А.А. Ханин - М Недра, 1976. - 295 с. Тульбович, Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. Текст / Б.И. Тульбович - М Недра, 1979. - 199 с. Паникаровский В.В.,. Петрофизические методы исследования не- фтегазонасыщенности пород-коллекторов. Текст В.В. Паникаровский,.
Е.В Паникаровский Тюмень. Изд-во. Вектор Букс. Амикс, Дж. Физика нефтяного пласта. Текст Перевод с англ. / Дж. Амикс, Д. Басс, Р. Уайтинг - М Гостоптехиздат, 1962. - 572 с. Митрофанов, В.П. О влиянии буровых растворов на проницаемость пород Текст / В.П. Митрофанов, В.В. Терентьев, Г.П. Хижняк Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений- МС. Керимов, М.З. Технология циклического воздействия на пласт в условиях морской нефтегазодобычи Текст / М.З. Керимов, Р.А. Юсифов Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - МС. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях Текст. - Мс. Поликарпов АД. Влияние буровых растворов на продуктивность скважин. Текст. АД. Поликарпов, НИ. Юркив и др. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - МС. РД 39-0147009-509-85. Методика оценки качества вскрытия пластов и освоения скважин. – Краснодар, ВНИИКрнефть, 1985.
25. Губайдуллин, Н.З. Исследование влияния концентрационной поляризации в поверхностных тонких пленках на фазовую проницаемость
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
124
Содержание
ВВЕДЕНИЕ ........................................................................................................ 3
Сложнопостроенные залежи нефти и газа в терригенных коллекторах ....... 3
Литолого-физические характеристики трещинно-поровых коллекторов ачимовских отложений ...................................................................................... Обоснование присутствия трещинно-поровых и порово-трещинных коллекторов в нижне-валанжинских отложениях ........................................... Оценка качества вскрытия продуктивных пластов месторождений Западной Сибири ............................................................................................. Определение влияния проникновения технологических жидкостей в поровые породы-коллекторы .......................................................................... Исследование влияния проникновения фильтратов буровых растворов в образцы керна .............................................................................. Исследование влияния адсорбционных и диффузионных слоев на фильтрационные характеристики пород ........................................................ Методы определения распределения кольматирующих составов в поровом пространстве пород ....................................................................... Определение влияния проникновения фильтратов растворов на углеводородной и водной основах на нефтегазонасыщенность пород. Вскрытие пород-коллекторов в процессе бурения ....................................... Вскрытие трещинных и трещинно-поровых коллекторов ........................... Анализ геолого-технических условий вскрытия трещинно-поровых коллекторов ачимовских отложений .............................................................. Условия вскрытия венд-рифейских отложений при бурении скважин ....... Проблемы ликвидации поглощений при бурении скважин ......................... 68
Кольматанты для ликвидации поглощений бурового раствора ................... Выбор кольматантов бурового раствора для ликвидации поглощений ...... 75
Физико-химические методы восстановления фильтрационных характеристик коллекторов ............................................................................. Анализ причин ухудшения фильтрационных характеристик коллекторов в прискважинной зоне ............................................................... Влияние минерального состава горных пород на изменение фильтрационных характеристик коллекторов ............................................... 83
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
за продуктивности скважин поданным ГДИ. Поданным ГДИ можно установить три возможных значения дебита 10 20 30 Концентрация HCl, %
0,05 0,10 0,15 0,20 Растворимость, мм 3
1 Рисунок 20 - Зависимость коэффициента растворимости для известняка и доломита от концентрации соляной кислоты – CaCO
3
; 2 – CaMg(CO
3
)
2
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
0,05 0,10 0,15 0,20 Растворимость, мм 3
1 Рисунок 20 - Зависимость коэффициента растворимости для известняка и доломита от концентрации соляной кислоты – CaCO
3
; 2 – CaMg(CO
3
)
2
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
108 0
1 2
3 4
5 6
7 8
0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 Концентрация HF, Растворимость мм Рисунок 21 - Зависимость коэффициента растворимости для известняка и доломита от концентрации плавиковой кислоты – CaCO
3
; 2 – CaMg(CO
3
)
2
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Таблица Содержание углекислого газа в продуктах реакции соляной кислоты с карбонатами
Концентрация соляной кислоты, Содержание СО в продуктах реакции, м
3
/м
3
полное содержание
СО
2
в растворе содержание СО в растворенном состоянии при давлении 20 МПа и температуре 35
°С
содержание СО в растворе после снятия давления и при температуре Свыше потенциального- близкое к потенциальному- ниже потенциального.
Если дебит оказывается ниже потенциального, то необходимо проводить работы по интенсификации притока.
При дебите скважины ниже потенциального возможны следующие ситуации- пластовое давление составляет 0,9 от бокового горного давления- пластовое давление превышает 0,9 от бокового горного давления- пластовое давление равно или ниже гидростатического давления.
В случае, если пластовое давление составляет 0,9 от бокового горного давления, то необходимо установить радиус проникновения фильтрата технологической жидкости поданным ГИС и проницаемость призабойной зоны пласта - поданным ГДИ. Если радиус загрязненной зоны превышает
0,5 м, то следует провести кислотный ГРП. Если радиус загрязненной зоны меньшем, то следует проводить кислотную обработку в режиме раскрытия микротрещин.
В случае если проницаемость ПЗП составляет 0,3 от проницаемости удаленной части пласта, то необходимо проводить кислотный ГРП.
В объектах, где пластовое давление превышает 0,9 бокового горного давления имеются осложнения, препятствующие проведению ГРП, проводят обработку в режиме раскрытия микротрещин или кислотный ГРП. Если пластовое давление ниже гидростатического, то проводится пенокислотный ГРП.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Концентрация соляной кислоты, Содержание СО в продуктах реакции, м
3
/м
3
полное содержание
СО
2
в растворе содержание СО в растворенном состоянии при давлении 20 МПа и температуре 35
°С
содержание СО в растворе после снятия давления и при температуре Свыше потенциального- близкое к потенциальному- ниже потенциального.
Если дебит оказывается ниже потенциального, то необходимо проводить работы по интенсификации притока.
При дебите скважины ниже потенциального возможны следующие ситуации- пластовое давление составляет 0,9 от бокового горного давления- пластовое давление превышает 0,9 от бокового горного давления- пластовое давление равно или ниже гидростатического давления.
В случае, если пластовое давление составляет 0,9 от бокового горного давления, то необходимо установить радиус проникновения фильтрата технологической жидкости поданным ГИС и проницаемость призабойной зоны пласта - поданным ГДИ. Если радиус загрязненной зоны превышает
0,5 м, то следует провести кислотный ГРП. Если радиус загрязненной зоны меньшем, то следует проводить кислотную обработку в режиме раскрытия микротрещин.
В случае если проницаемость ПЗП составляет 0,3 от проницаемости удаленной части пласта, то необходимо проводить кислотный ГРП.
В объектах, где пластовое давление превышает 0,9 бокового горного давления имеются осложнения, препятствующие проведению ГРП, проводят обработку в режиме раскрытия микротрещин или кислотный ГРП. Если пластовое давление ниже гидростатического, то проводится пенокислотный ГРП.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Для проведения кислотных обработок в режиме раскрытия естественных микротрещин кислотный состав должен обладать низким коэффициентом утечки и иметь низкие потери давления на трение при их закачке в скважину. Для загущения кислотных составов используются следующие вещества- гуаровая смола- гидрооксиметилцеллюлоза;
- карбоксиметилцеллюлоза;
- оксиэтилцеллюлоза.
Для снижения утечки загущенных составов применяют наполнители мел, вермикулит, микан и другие (таблица Таблица Рекомендации по применению кислотных обработок в карбонатных коллекторах
Кислотный состав
Рекомендации по применению
Примечание
Соляная кислота от 12 до
15 % с замедлителем реакции – органической кислотой
Поинтервальная кислотная обработка
Кислотная обработка в режиме раскрытия микротрещин Кислотный ГРП
В скважинах с низким по- интервальным дебитом
Радиус загрязненной зоны меньше 0,5 м
Для увеличения продуктивности скважин
Загущенная полимерами соляная кислота
Кислотный ГРП
Кислотная обработка в режиме раскрытия микротрещин кислотная обработка
Для низкопроницаемых пород-коллекторов с радиусом загрязненной зоны меньше 0,5 м
Пенокислотная обработка Кислотная обработка
Пенокислотный ГРП
Для пластов с пластовым давлением ниже гидростатического Соляная кислота со спиртом (метанолом) или ацетоном
Кислотная обработка в режиме раскрытия микротрещин Кислотная обработка
Кислотная обработка для всех типов пород-коллекто- ров с повышенным содержанием воды
Кислотные обработки терригенных коллекторов
При кислотных обработках терригенных коллекторов повышение проницаемости пород происходит за счет растворения минеральной части породообразующих минералов и цемента породы. В основной породообразующей массе осадочных пород преобладают кремниевые соединения, оксиды металлов, сульфиты, хлориды, карбонаты. Единственной кислотой,
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
- карбоксиметилцеллюлоза;
- оксиэтилцеллюлоза.
Для снижения утечки загущенных составов применяют наполнители мел, вермикулит, микан и другие (таблица Таблица Рекомендации по применению кислотных обработок в карбонатных коллекторах
Кислотный состав
Рекомендации по применению
Примечание
Соляная кислота от 12 до
15 % с замедлителем реакции – органической кислотой
Поинтервальная кислотная обработка
Кислотная обработка в режиме раскрытия микротрещин Кислотный ГРП
В скважинах с низким по- интервальным дебитом
Радиус загрязненной зоны меньше 0,5 м
Для увеличения продуктивности скважин
Загущенная полимерами соляная кислота
Кислотный ГРП
Кислотная обработка в режиме раскрытия микротрещин кислотная обработка
Для низкопроницаемых пород-коллекторов с радиусом загрязненной зоны меньше 0,5 м
Пенокислотная обработка Кислотная обработка
Пенокислотный ГРП
Для пластов с пластовым давлением ниже гидростатического Соляная кислота со спиртом (метанолом) или ацетоном
Кислотная обработка в режиме раскрытия микротрещин Кислотная обработка
Кислотная обработка для всех типов пород-коллекто- ров с повышенным содержанием воды
Кислотные обработки терригенных коллекторов
При кислотных обработках терригенных коллекторов повышение проницаемости пород происходит за счет растворения минеральной части породообразующих минералов и цемента породы. В основной породообразующей массе осадочных пород преобладают кремниевые соединения, оксиды металлов, сульфиты, хлориды, карбонаты. Единственной кислотой,
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
растворяющей кремниевые соединения, является фтористоводородная кислота (Н. Все составы для растворения терригенных коллекторов должны содержать Критерием для выбора кислотного состава при обработке терригенных пород-коллекторов служат следующие факторы- техническое состояние скважины- литолого-минералогический состав пород- совместимость кислотного состава с составом породы и насыщающими флюидами- фильтрационная характеристика пород- тип коллектора поровый, трещинно-поровый, трещинный.
Основным видом загрязнения ПЗП, снижающим потенциальный дебит скважин, является проникновение в пласты водных фильтратов и глинистой составляющей бурового раствора при вскрытии продуктивных пластов.
Для кислотной обработки терригенных коллекторов используется смесь фтористоводородной и соляной кислот, так как первая составляющая кислотного раствора (HF) растворяет кремнийсодержащие минералы, авто- рая – (HCl) реагирует с карбонатами.
При обработке терригенных коллекторов глинокислотой образуются осадки коллоидной аморфной двуокиси кремния при реакции с плавиковой кислотой, а при взаимодействии карбонатов образуется фтористый кальций, который выпадает в осадок. Выпадению осадков фторида алюминия Аи гидроксида алюминия способствует высокое содержание в глинокислоте плавиковой кислоты. Повышение давления закачки глинокислоты увеличивает общую реакцию растворения пород-коллекторов. Процесс растворения пород характеризуется удельной площадью поверхности минералов. Удельная площадь поверхности минералов представлена в таблице Таблица Удельная площадь поверхности минералов
Породообразующие минералы
Удельная площадь, м
2
/г
Кварц
<0,1
Полевой шпат
Несколько единиц
Каолинит
19-30
Иллит
113
Бентонит
82
По данным таблицы 6 глинистые минералы каолинит, иллит, бентонит реагируют быстрее, чем полевые шпаты и кварц.
Сложность минералогии терригенных коллекторов затрудняет выбор кислотных составов для обработки призабойной зоны скважин ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Основным видом загрязнения ПЗП, снижающим потенциальный дебит скважин, является проникновение в пласты водных фильтратов и глинистой составляющей бурового раствора при вскрытии продуктивных пластов.
Для кислотной обработки терригенных коллекторов используется смесь фтористоводородной и соляной кислот, так как первая составляющая кислотного раствора (HF) растворяет кремнийсодержащие минералы, авто- рая – (HCl) реагирует с карбонатами.
При обработке терригенных коллекторов глинокислотой образуются осадки коллоидной аморфной двуокиси кремния при реакции с плавиковой кислотой, а при взаимодействии карбонатов образуется фтористый кальций, который выпадает в осадок. Выпадению осадков фторида алюминия Аи гидроксида алюминия способствует высокое содержание в глинокислоте плавиковой кислоты. Повышение давления закачки глинокислоты увеличивает общую реакцию растворения пород-коллекторов. Процесс растворения пород характеризуется удельной площадью поверхности минералов. Удельная площадь поверхности минералов представлена в таблице Таблица Удельная площадь поверхности минералов
Породообразующие минералы
Удельная площадь, м
2
/г
Кварц
<0,1
Полевой шпат
Несколько единиц
Каолинит
19-30
Иллит
113
Бентонит
82
По данным таблицы 6 глинистые минералы каолинит, иллит, бентонит реагируют быстрее, чем полевые шпаты и кварц.
Сложность минералогии терригенных коллекторов затрудняет выбор кислотных составов для обработки призабойной зоны скважин ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
С целью выбора кислотных составов необходимо установить основные причины, снижающие продуктивность скважина также условия их возникновения при вскрытии пласта.
Исследования кинетики процесса растворения терригенной породы в глинокислотных растворах проведены на низкопроницаемых образцах месторождений Саратовского Поволжья [ 35 ]. Растворение терригенных пород в глинокислотах происходит значительно медленнее, чем карбонатных пород в солянокислотных растворах при аналогичных условиях. Наиболее эффективным для растворения песчаников в глинокислотном растворе является состав, содержащий 14 % HCl + 4 % HF + 4 % CH
3
COOH + 1 % сульфонола. Химическое взаимодействие породы с раствором кислоты заканчивается через 12-14 ч. Растворимость песчаника в данном составе протекает в 4 раза интенсивнее, чем в глинокислотном растворе, состоящем из 14 % HCl + 4 % HF (рисунок 22).
0 5
10 1 5 2 0 2 5 30 1
2 3
4 36·10 72·10 108 10
·
t, Р Рисунок 22 – Зависимость растворимости песчаника от состава глинокислотного раствора и продолжительности его реагирования с породой - 14 % HCl + 4 % HF + 4 % С + 1 % cульфонола;
2 - 14 % HCl + 4 % HF + 4 % С - 14 % HCl + 4 % HF + 0,5 ОП - 14 % HCl + 4 % HF
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Исследования кинетики процесса растворения терригенной породы в глинокислотных растворах проведены на низкопроницаемых образцах месторождений Саратовского Поволжья [ 35 ]. Растворение терригенных пород в глинокислотах происходит значительно медленнее, чем карбонатных пород в солянокислотных растворах при аналогичных условиях. Наиболее эффективным для растворения песчаников в глинокислотном растворе является состав, содержащий 14 % HCl + 4 % HF + 4 % CH
3
COOH + 1 % сульфонола. Химическое взаимодействие породы с раствором кислоты заканчивается через 12-14 ч. Растворимость песчаника в данном составе протекает в 4 раза интенсивнее, чем в глинокислотном растворе, состоящем из 14 % HCl + 4 % HF (рисунок 22).
0 5
10 1 5 2 0 2 5 30 1
2 3
4 36·10 72·10 108 10
·
t, Р Рисунок 22 – Зависимость растворимости песчаника от состава глинокислотного раствора и продолжительности его реагирования с породой - 14 % HCl + 4 % HF + 4 % С + 1 % cульфонола;
2 - 14 % HCl + 4 % HF + 4 % С - 14 % HCl + 4 % HF + 0,5 ОП - 14 % HCl + 4 % HF
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Экспериментальные работы по определению растворимости пород-коллекторов и наполнителей-
кольматантов в кислотных составах
С целью подбора составов кислотных растворов необходимо проводить лабораторные исследования по изучению растворимости измельченного керна продуктивных пластов. Для разработки способа обработки ПЗП с различными литолого-минералогическим составом и водонасыщенностью. Методика выполнения экспериментов заключалась в определении газовыделения при взаимодействии кислоты с карбонатными породами в нефтенасы- щенных средах [ 36 ]. Эксперименты проводились с дезинтегрированными образцами пород, насыщенными нефтью и водой. Использование таких образцов повышает точность физико-химического моделирования процессов, происходящих в продуктивных пластах при взаимодействии кислоты с породой. При концентрации соляной кислоты до 12,0 % происходит блокирование контакта кислоты с нефтенасыщенной породой. Добавление в состав кислоты ПАВ-неонола в количестве 0,5 % увеличит скорость реакции кислоты с породой, что увеличивает образование углекислого газа.
С целью подбора рецептур кислотных растворов для обработки терригенных коллекторов проводились эксперименты по растворимости измельченного керна в 12,0 % -ной HCl и глинокислоте с содержанием HF до 3,0 %. В растворенной части определялась сумма оксидов железа и алюминия, содержащие кальций и магний.
Основной растворимой частью испытываемого кернового материала в соляной и глинокислотах являются соединения железа и алюминия. Данными рентгенографического анализа керна подтверждается наличие в песчаниках хлоритовой и каолинитовой цементации, сидерита ив малых количествах кальцита.
При данном минералогическом составе причиной невысокой эффективности кислотных обработок наряду с малой растворимостью породы является отложение гелеобразных осадков гидроокисей железа и алюминия, коллоидных комплексов с двуокисью кремния. Для предотвращения выпадения этих отложений необходимо проводить трехстадийную обработку по схеме соляная кислота – глинокислота - соляная кислота с добавками неио- ногенных ПАВ неонола, превоцелла и др.
При проведении экспериментальных исследований по разработке кислотных композиций для обработок терригенного коллектора на измельченных образцах керна Хисметов Т.В., Берштейн А.М установили, что мелкодисперсные минералы, включая кварц, растворяются быстрее, чем зерна. Полевые шпаты и глинистые минералы растворяются в кислоте более активно, чем кварц [ 36 ]. С целью подбора рецептур кислотных растворов прово-
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
кольматантов в кислотных составах
С целью подбора составов кислотных растворов необходимо проводить лабораторные исследования по изучению растворимости измельченного керна продуктивных пластов. Для разработки способа обработки ПЗП с различными литолого-минералогическим составом и водонасыщенностью. Методика выполнения экспериментов заключалась в определении газовыделения при взаимодействии кислоты с карбонатными породами в нефтенасы- щенных средах [ 36 ]. Эксперименты проводились с дезинтегрированными образцами пород, насыщенными нефтью и водой. Использование таких образцов повышает точность физико-химического моделирования процессов, происходящих в продуктивных пластах при взаимодействии кислоты с породой. При концентрации соляной кислоты до 12,0 % происходит блокирование контакта кислоты с нефтенасыщенной породой. Добавление в состав кислоты ПАВ-неонола в количестве 0,5 % увеличит скорость реакции кислоты с породой, что увеличивает образование углекислого газа.
С целью подбора рецептур кислотных растворов для обработки терригенных коллекторов проводились эксперименты по растворимости измельченного керна в 12,0 % -ной HCl и глинокислоте с содержанием HF до 3,0 %. В растворенной части определялась сумма оксидов железа и алюминия, содержащие кальций и магний.
Основной растворимой частью испытываемого кернового материала в соляной и глинокислотах являются соединения железа и алюминия. Данными рентгенографического анализа керна подтверждается наличие в песчаниках хлоритовой и каолинитовой цементации, сидерита ив малых количествах кальцита.
При данном минералогическом составе причиной невысокой эффективности кислотных обработок наряду с малой растворимостью породы является отложение гелеобразных осадков гидроокисей железа и алюминия, коллоидных комплексов с двуокисью кремния. Для предотвращения выпадения этих отложений необходимо проводить трехстадийную обработку по схеме соляная кислота – глинокислота - соляная кислота с добавками неио- ногенных ПАВ неонола, превоцелла и др.
При проведении экспериментальных исследований по разработке кислотных композиций для обработок терригенного коллектора на измельченных образцах керна Хисметов Т.В., Берштейн А.М установили, что мелкодисперсные минералы, включая кварц, растворяются быстрее, чем зерна. Полевые шпаты и глинистые минералы растворяются в кислоте более активно, чем кварц [ 36 ]. С целью подбора рецептур кислотных растворов прово-
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
114
дились лабораторные исследования по изучению растворимости измельченного керна продуктивных пластов Ильбокичской и Абаканской площадей в солянокислотном растворе концентрацией от 12,0 до 18,0 %. Отбирались навески измельченного керна, которые помещались в кислотный раствори выдерживались в нем в течение 14400 сч. После окончания процесса реагирования кислоты с породой нерастворившаяся часть керна отфильтровывалась через фильтр. Остатки керна из стакана, где проводилась реакция, смывались раствором 2 % – ной кислоты на фильтр. После просушки фильтра в сушильном шкафу при температуре 105 С до стабилизации его веса, фильтр взвешивался и определялось количество нерастворившегося остатка породы. В проведенных экспериментах использовались пробы керна из отложений венда, представленные доломитом и песчаниками. Проведенными экспериментами доказана возможность применения СКО объектов на Иль- бокичской площади. Традиционно применяемая для СКО объектов соляная кислота 15 % - ной концентрации имеет более низкую эффективность, чем солянокислотный раствор с добавкой 0,5 % - ной концентрации аскорбиновой кислоты, которая играет в данном случае роль стабилизатора и усиливает действие соляной кислоты. Достаточно высокую эффективность в применении может иметь растворной. Применение 18 % - ной HCl также возможно при повышенной карбонатности пород. Основными компонентами, растворяющимися в кислоте, являются оксиды железа, алюминия, карбонаты железа, кальция, магния. Для карбонатных пород, представленных в отобранной коллекции доломитом, характерна высокая растворимость до 96,7 % в соляной кислоте концентрацией до 18 %, что подтверждает ее высокую эффективность при обработке карбонатных пород. В терригенных породах песчаниках, более перспективными будут кислотные составы 15 %- ной HCl с 0,5 % аскорбиновой кислоты иная. Результаты исследований представлены в таблице При проведении экспериментальных работ по растворению образцов керна вендских отложений Абаканской площади было установлено, что со- лянокислотные обработки на Абаканской площади в вендских отложениях будут иметь низкую эффективность. Обработка песчаников растворами
12 ной иной концентрации HCl имеет низкую эффективность, так как растворимость пород изменяется от 6,7 % до 36,6 %. Для Ильбокичской площади растворимость песчаников венда изменяется от 25,0 % до 91,7 %. Такие отличия в растворимости песчаников связаны с присутствием в составе цемента песчаников Ильбокичской площади карбонатов и минералов, содержащих железо. В отличие от песчаников венда Ильбокичской площади породы венда Абаканской площади более глинистые и для их растворения следует применять глинокислотные составы, содержащие соляную и плавиковую кислоты 12 % HCl + 4 % HF. Введение в состав стабилизатора в
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
виде 0,5 % аскорбиновой кислоты еще более усиливает активность кислотного раствора и увеличивает растворимость песчаников дои. Обычный глинокислотный состав без стабилизатора 0,5 % аскорбиновой кислоты имеет растворяющую способность дои. Результаты экспериментальных исследований приведены в таблице Таблица Результаты растворимости образцов керна Ильбокичской площади
Пло- щадь,
сква- жина
№
об- раз- ца
Интер- вал отбора керна,
м
Про- дук- тив- ный пласт
Литология Растворимость образцов в кислотных составах, %
HCl
15 %
HCl 15 %+
0,5 % аскорбиновая кислота %
Ильбо- кичс- кая,
сква- жина 3 4
2505,0-
2515,1
венд
Доломит серо-голу- бой 85,0 81,7 96,7 7
2505,0-
2515,1
венд
Песчаник бурый 91,7 91,7 90,0 8
2505,0-
2515,1
венд
Песчаник зеленоватый 2526,0-
2538,2
венд
Песчаник темно-се- рый
75,0 71,7 76,6 81,7 39 2550,8-
2559,3
венд
Песчаник серый 25,0 28,3 25,0 44 2550,8-
2559,3
венд
Песчаник серый 45,0 48,3 Таблица Результаты растворимости образцов керна Абаканской площади
Пло- щадь, скважина образца Интер- вал отбора керна,
м
Про- дук- тив- ный пласт
Лито- логия
Растворимость образцов в кислотных составах, %
HCl
12 %+
4 %
HF
HCl 12 %
+4 % HF+ 0,5
% аскорбиновой к-ты
HCl
12
%
HCl
18
%
72 2602,3-
2605,1
венд
Пес- чаник серый 40,0 6,7 6,7
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Пло- щадь,
сква- жина
№
об- раз- ца
Интер- вал отбора керна,
м
Про- дук- тив- ный пласт
Литология Растворимость образцов в кислотных составах, %
HCl
15 %
HCl 15 %+
0,5 % аскорбиновая кислота %
Ильбо- кичс- кая,
сква- жина 3 4
2505,0-
2515,1
венд
Доломит серо-голу- бой 85,0 81,7 96,7 7
2505,0-
2515,1
венд
Песчаник бурый 91,7 91,7 90,0 8
2505,0-
2515,1
венд
Песчаник зеленоватый 2526,0-
2538,2
венд
Песчаник темно-се- рый
75,0 71,7 76,6 81,7 39 2550,8-
2559,3
венд
Песчаник серый 25,0 28,3 25,0 44 2550,8-
2559,3
венд
Песчаник серый 45,0 48,3 Таблица Результаты растворимости образцов керна Абаканской площади
Пло- щадь, скважина образца Интер- вал отбора керна,
м
Про- дук- тив- ный пласт
Лито- логия
Растворимость образцов в кислотных составах, %
HCl
12 %+
4 %
HF
HCl 12 %
+4 % HF+ 0,5
% аскорбиновой к-ты
HCl
12
%
HCl
18
%
72 2602,3-
2605,1
венд
Пес- чаник серый 40,0 6,7 6,7
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Площадь, скважина образца Интер- вал отбора керна,
м
Про- дук- тив- ный пласт
Лито- логия
Растворимость образцов в кислотных составах, %
HCl
12 %+
4 %
HF
HCl 12 %
+4 % HF+ 0,5
% аскорбиновой к-ты
HCl
12
%
HCl
18
%
75 2605,1-
2606,7
венд
Пес- чаник серый 40,0 6,7 6,7 85.1 2606,7-
2612,6
венд
Песча- ник буро- коричневый 2606,7-
2612,6
венд
Песча- ник буро- коричневый рифей Тоже рифей При растворении кольматантов-наполнителей бурового раствора сидерита, шлака, установлена высокая растворимость сидерита и шлака в
15 ной HCl с аскорбиновой кислотой, достигающая у сидерита – 90,0 %, ау шлака – 71,7 %. Более низкие значения растворимости получены при взаимодействии кольматантов с 12 % - ной HCl, где сидерит растворился до
65 %, а шлак – до 75 %. Близкие значения растворимости сидерита и шлака наблюдаются в 18 % - ной HCl, где растворилось 66,8 % сидерита и 63,3 % шлака. При взаимодействии кольматанта-наполнителя микромрамора в растворах соляной кислоты высокая растворимость получена в 15 % - ной HCl +
0,5 % аскорбиновой кислоты до 96,7 %, в 12 % - ной HCl иной, растворимость изменяется от 93,3 % до 96,7 %. Результаты исследований отображены в таблице Окончание табл. 25
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
м
Про- дук- тив- ный пласт
Лито- логия
Растворимость образцов в кислотных составах, %
HCl
12 %+
4 %
HF
HCl 12 %
+4 % HF+ 0,5
% аскорбиновой к-ты
HCl
12
%
HCl
18
%
75 2605,1-
2606,7
венд
Пес- чаник серый 40,0 6,7 6,7 85.1 2606,7-
2612,6
венд
Песча- ник буро- коричневый 2606,7-
2612,6
венд
Песча- ник буро- коричневый рифей Тоже рифей При растворении кольматантов-наполнителей бурового раствора сидерита, шлака, установлена высокая растворимость сидерита и шлака в
15 ной HCl с аскорбиновой кислотой, достигающая у сидерита – 90,0 %, ау шлака – 71,7 %. Более низкие значения растворимости получены при взаимодействии кольматантов с 12 % - ной HCl, где сидерит растворился до
65 %, а шлак – до 75 %. Близкие значения растворимости сидерита и шлака наблюдаются в 18 % - ной HCl, где растворилось 66,8 % сидерита и 63,3 % шлака. При взаимодействии кольматанта-наполнителя микромрамора в растворах соляной кислоты высокая растворимость получена в 15 % - ной HCl +
0,5 % аскорбиновой кислоты до 96,7 %, в 12 % - ной HCl иной, растворимость изменяется от 93,3 % до 96,7 %. Результаты исследований отображены в таблице Окончание табл. 25
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Таблица Результаты растворимости кольматантов - наполнителей бурового раствора в кислотных составах для скважин Ильбокичской и Абаканской площадей
Вид кольматанта
Растворимость кольматантов в кислотных составах, %
15 % HCl +
0,5 % аскорбиновая кислота %
HCl
18 Сидерит 65,0 Шлак 75,0 63,3
Микромрамор
96,7 93,3 Оценка прочностной характеристики пород после обработки их кислотными составами
Для определения прочностной характеристики отбиралась коллекция образцов керна Ильбокичской площади скважины 3, на которых проводились эксперименты по определению их растворимости в кислотных составах. С этой целью образцы керна помещались в растворной концентрации, где выдерживалась в течение 4 ч. После просушки в сушильном шкафу при температуре 105 С до постоянного веса определялись прочностные характеристики пород-коллекторов: давление разрушения, коэффициент Пуассона и коэффициент бокового распора, определяющий устойчивость призабойной зоны. Испытания проводились при различных давлениях до давления разрушения при одноосном сжатии на гидравлическом прессе. Перед проведением испытания определялись геометрические размеры, которые измерялись в процессе испытания. Расчет коэффициента Пуассона проводился после разрушения образца при одноосном сжатии.
Перед проведением экспериментов по оценке прочностной характеристики образцов керна после обработки их кислотными составами были проведены измерения коэффициентов Пуассона образцов керна Ильбокич- ской площади, скважины 3, которые не подвергались кислотной обработке таблица Результаты испытания образцов керна Ильбокичской площади, скважины при одноосном сжатии показали близкие результаты по определению коэффициентов Пуассона на образцах, которые не подвергались кислотному воздействию. В количественном отношении значения коэффициентов Пуассона для песчаников, не подвергавшихся кислотному воздействию, изменяются от 0,19 до 0,31, а после кислотной обработки коэффициенты Пуассона практически не изменились от 0,12 до 0,32.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Вид кольматанта
Растворимость кольматантов в кислотных составах, %
15 % HCl +
0,5 % аскорбиновая кислота %
HCl
18 Сидерит 65,0 Шлак 75,0 63,3
Микромрамор
96,7 93,3 Оценка прочностной характеристики пород после обработки их кислотными составами
Для определения прочностной характеристики отбиралась коллекция образцов керна Ильбокичской площади скважины 3, на которых проводились эксперименты по определению их растворимости в кислотных составах. С этой целью образцы керна помещались в растворной концентрации, где выдерживалась в течение 4 ч. После просушки в сушильном шкафу при температуре 105 С до постоянного веса определялись прочностные характеристики пород-коллекторов: давление разрушения, коэффициент Пуассона и коэффициент бокового распора, определяющий устойчивость призабойной зоны. Испытания проводились при различных давлениях до давления разрушения при одноосном сжатии на гидравлическом прессе. Перед проведением испытания определялись геометрические размеры, которые измерялись в процессе испытания. Расчет коэффициента Пуассона проводился после разрушения образца при одноосном сжатии.
Перед проведением экспериментов по оценке прочностной характеристики образцов керна после обработки их кислотными составами были проведены измерения коэффициентов Пуассона образцов керна Ильбокич- ской площади, скважины 3, которые не подвергались кислотной обработке таблица Результаты испытания образцов керна Ильбокичской площади, скважины при одноосном сжатии показали близкие результаты по определению коэффициентов Пуассона на образцах, которые не подвергались кислотному воздействию. В количественном отношении значения коэффициентов Пуассона для песчаников, не подвергавшихся кислотному воздействию, изменяются от 0,19 до 0,31, а после кислотной обработки коэффициенты Пуассона практически не изменились от 0,12 до 0,32.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Таблица Определение упругих свойств керна скважины 3 Ильбокичской площади
№
образ- ца
Глубина отбора керна,
м
Продук- тивный пласт
Открытая пористость, Газопроницаемость К · 10
-3
,
мкм
2
Коэффициент
Пуассона,
доли ед венд 0,05 0,22 100 венд 0,57 0,24 229 венд 0,06 0,20 242 рифей 0,03 0,31 243 рифей 0,03 0,29 245 рифей 0,01 В представленной коллекции образцов песчаников после кислотной обработки давление разрушения изменяется в широких пределах от 9,6 до
52,8 МПа.
После обработки соляной кислотой наименьшим давлением разрушения обладает доломит образец № 4, где давление разрушения составляет
9,6 МПа. В терригенном коллекторе прочностные характеристики оказываются более высокими, чем для карбонатных пород, так как давление разрушения образцов изменяется от 16,8 до 52,8 МПа. Данные расчета коэффициентов бокового распора свидетельствуют, что призабойная зона скважин после обработки солянокислотным раствором 12 % - ной концентрации будет обладать устойчивостью и не подвергается разрушению (таблица Таблица Результаты определения прочностных характеристик образцов керна послекислотной обработки
Пло- щадь, скважина образца Интервал отбора керна,
м
Про- дуктив- ный горизонт Литология Прочностные характеристики образца после кислотной обработки 12 % - ной HCl давление разруше- ния,
МПа коэффициент ед.
коэффициент бокового распора,
доли ед 2
3 4
5 6
7 8
4 2505,0-
2515,1
венд
Доломит серого- лубой
9,6 0,31 0,45
№
образ- ца
Глубина отбора керна,
м
Продук- тивный пласт
Открытая пористость, Газопроницаемость К · 10
-3
,
мкм
2
Коэффициент
Пуассона,
доли ед венд 0,05 0,22 100 венд 0,57 0,24 229 венд 0,06 0,20 242 рифей 0,03 0,31 243 рифей 0,03 0,29 245 рифей 0,01 В представленной коллекции образцов песчаников после кислотной обработки давление разрушения изменяется в широких пределах от 9,6 до
52,8 МПа.
После обработки соляной кислотой наименьшим давлением разрушения обладает доломит образец № 4, где давление разрушения составляет
9,6 МПа. В терригенном коллекторе прочностные характеристики оказываются более высокими, чем для карбонатных пород, так как давление разрушения образцов изменяется от 16,8 до 52,8 МПа. Данные расчета коэффициентов бокового распора свидетельствуют, что призабойная зона скважин после обработки солянокислотным раствором 12 % - ной концентрации будет обладать устойчивостью и не подвергается разрушению (таблица Таблица Результаты определения прочностных характеристик образцов керна послекислотной обработки
Пло- щадь, скважина образца Интервал отбора керна,
м
Про- дуктив- ный горизонт Литология Прочностные характеристики образца после кислотной обработки 12 % - ной HCl давление разруше- ния,
МПа коэффициент ед.
коэффициент бокового распора,
доли ед 2
3 4
5 6
7 8
4 2505,0-
2515,1
венд
Доломит серого- лубой
9,6 0,31 0,45
1 ... 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
119 1
2 3
4 5
6 7
8 7
2505,0-
2515,1
венд
Песча- ник бурый 0,29 0,41 8
2505,0-
2515,1
венд
Песча- ник зеленоватый 2526,0-
2538,2
венд
Песча- ник темно- серый 0,32 0,47 39 2550,8-
2559,3
венд
Песча- ник серый 0,12 0,14 44 2550,8-
2559,3
венд
Песча- ник серый 0,26 Таблица Результаты определения прочностных характеристик образцов керна после обработки глинокислотой
Пло- щадь, скважина образца Интервал отбора керна,
м
Про- дук- ти- вный горизонт Литология Прочностные характеристики образца после обработки 12 % HCl
+ 4 % давление раз- руше- ния,
МПа коэффициент Пуас- сона,
доли ед.
коэффици- ент бокового распора,
доли ед.
Абакан- ская скважина 2606,7-
2612,6
венд
Песчаник буро-ко- ричневый
12,0 0,40 0,67 80.1 2606,7-
2612,6
венд
Песчаник буро-ко- ричневый
26,0 0,33 0,49 84.1 2606,7-
2612,6
венд
Песчаник буро-ко- ричневый
22,0 0,16 0,19 361.1 рифей Песчаник серый 0,10 Окончание табл. 28
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Результаты испытания образцов керна Абаканской площади скважины при одноосном сжатии после обработки их глинокислотным составом
12 % HCl + 4 % HF + 0,5 % аскорбиновой кислоты показали, что значительные потери прочности образцами не произошло. Из всех исследованных образцов самое низкое значение давления разрушения имеет образец № 78.1, где его значение составляет 18 МПа, ау остальных образцов давления разрушения изменяются от 22,0 до 86,0 МПа. Такой разброс давлений разрушения связан с трещиноватостью образцов, так как разрушение образцов при сжатии происходило по естественным трещинам. В образце № 361.1 давление разрушения достигло 86,0 МПа, что связано с полным отсутствием трещиноватости (таблица 29). Для пород-коллекторов Абаканской площади кислотное воздействие глинокислотным составом 12 % HCl +4 % HF +
0,5 % аскорбиновой кислоты не приведет к потере их прочности и ПЗП будут устойчивыми.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Рассмотрев вопросы вскрытия нефтяных и газовых залежей, сложенных трещинно-поровыми и трещинными коллекторами, месторождений Западной и Восточной Сибири, необходимо учитывать опыт вскрытия и освоения трещинных коллекторов Урало-Поволжья и трещинно-поровых коллекторов Западной Сибири, где применялись передовые технологии вскрытия и освоения продуктивных пластов. Предложенные методы обработки буровых растворов кольматантами-наполнителями для ликвидации поглощений бурового раствора позволяют повысить эффективность вскрытия продуктивных пластов, сложенных трещинными и трещинно-поровыми коллекторами ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
12 % HCl + 4 % HF + 0,5 % аскорбиновой кислоты показали, что значительные потери прочности образцами не произошло. Из всех исследованных образцов самое низкое значение давления разрушения имеет образец № 78.1, где его значение составляет 18 МПа, ау остальных образцов давления разрушения изменяются от 22,0 до 86,0 МПа. Такой разброс давлений разрушения связан с трещиноватостью образцов, так как разрушение образцов при сжатии происходило по естественным трещинам. В образце № 361.1 давление разрушения достигло 86,0 МПа, что связано с полным отсутствием трещиноватости (таблица 29). Для пород-коллекторов Абаканской площади кислотное воздействие глинокислотным составом 12 % HCl +4 % HF +
0,5 % аскорбиновой кислоты не приведет к потере их прочности и ПЗП будут устойчивыми.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Рассмотрев вопросы вскрытия нефтяных и газовых залежей, сложенных трещинно-поровыми и трещинными коллекторами, месторождений Западной и Восточной Сибири, необходимо учитывать опыт вскрытия и освоения трещинных коллекторов Урало-Поволжья и трещинно-поровых коллекторов Западной Сибири, где применялись передовые технологии вскрытия и освоения продуктивных пластов. Предложенные методы обработки буровых растворов кольматантами-наполнителями для ликвидации поглощений бурового раствора позволяют повысить эффективность вскрытия продуктивных пластов, сложенных трещинными и трещинно-поровыми коллекторами ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ. Нестеров, И.И. Нефтегазоносность глинистых пород Западной Сибири. Текст / И.И. Нестеров, И.Н. Ушатинский и др. М Недра, 1987. – 120 с. Славина, В.С. Прогноз коллекторов в баженовской свите классического типа поданным интегрированной интерпретации материалов сейсморазведки и бурения. Текст В.С. Славина, НС. Шик, И.А. Никульшин // Геология нефти и газа МС. Халимов, Э.М. Анализ опытно-промышленной эксплуатации и экономической эффективности разработки залежей нефти в баженовской свите на западном склоне Сургутского свода Текст / Э.М. Халимов, Н.В. Колес- никова и др. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений- МС. Агаланов, СЕ. Новые объекты поисков углеводородов в надсено- манских отложениях Западной Сибири Текст / СЕ. Агаланов, О.В. Баку- ев // Геология нефти и газа. – МС. Денк, СО. Нетипичные продуктивные объекты в терригенных отложениях Пермской области. Текст / СО. Денк // Нефтяное хозяйство. – МС. Брехунцов, А.М. Проблемы картирования индексайии и прогноза высокоперспективных зон в ачимовской тоще Восточно-Уренгойской зоны и некоторые аспекты технико-экономического обоснования ее освоения. Текст / А.М. Брехунцов, В.Н. Бородкин, Н.П. Дещеня и др. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений- МС. Бабушкина, АН. Выделение коллекторов и определение подсчет- ных параметров в ачимовской толще Уренгойско-Пуровской зоны Западной Сибири. Текст / АН. Бабушкина // Дис. канд. геол.-минер. наук. – Тверь,
1995. - 130 с. Драцов, В.Г. Обоснование интерпретационной модели данных
ГИС ачимовских отложений Уренгойско-Пуровской зоны с целью геологического моделирования залежей углеводородов. Текст / В.Г. Драцов, АН. Бабушкина //АНС Каротажник. – Тверь, 2000. - № 75. – С. 99-103.
9. Пономарев, АН. О начальном градиенте давления при фильтрации высоконасыщенных газоконденсатных систем в условиях высоких давлений и температуры. Текст / АН. Пономарев, М.Е. Стасюк Межвузовский сборник трудов ТюмГНГУ, 2001. - № 3. – С. 35-38.
10. Денк, СОК вопросу о строении и рациональной разработке сложных продуктивных объектов. Текст / СО. Денк // Геология нефти и газа. – МС ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
1995. - 130 с. Драцов, В.Г. Обоснование интерпретационной модели данных
ГИС ачимовских отложений Уренгойско-Пуровской зоны с целью геологического моделирования залежей углеводородов. Текст / В.Г. Драцов, АН. Бабушкина //АНС Каротажник. – Тверь, 2000. - № 75. – С. 99-103.
9. Пономарев, АН. О начальном градиенте давления при фильтрации высоконасыщенных газоконденсатных систем в условиях высоких давлений и температуры. Текст / АН. Пономарев, М.Е. Стасюк Межвузовский сборник трудов ТюмГНГУ, 2001. - № 3. – С. 35-38.
10. Денк, СОК вопросу о строении и рациональной разработке сложных продуктивных объектов. Текст / СО. Денк // Геология нефти и газа. – МС ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
122 11. Котяхов, ФИ. Об оценке коллекторских свойств нефтяных пластов по керну. Текст / ФИ. Котяхов, ЮС. Мельникова и др. // Тр. ВНИИ. Вып.
48. - М Недра, 1967. - С. 67-85.
12. Марморштейн, Л.М. Петрофизические свойства осадочных пород при высоких давлениях и температурах. Текст / Л.М. Марморштейн. - М Недра, 1985. – 190 с. Павлова, Н.Н. Деформационные и коллекторские свойства горных пород. Текст / Н.Н. Павлова - М Недра, 1975. – 240 с. Балин, В.П. Оптимизация систем разработки ачимовских отложений Ново-Уренгойского месторождения при проектировании. Текст /
В.П. Балин, В.Н. Бородкин и др.//Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений- МС. Глумов, И.Ф. Исследование проникновения фильтрата глинистого раствора в монолитный песчаник в процессе выбуривания керна. Текст /
И.Ф. Глумов // Тр. ТатНИИ. Вып. 2. – Бугульма, 1960. - С. 285-299.
16. Ханин, А.А. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. Текст /
А.А. Ханин - М Недра, 1976. - 295 с. Тульбович, Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. Текст / Б.И. Тульбович - М Недра, 1979. - 199 с. Паникаровский В.В.,. Петрофизические методы исследования не- фтегазонасыщенности пород-коллекторов. Текст В.В. Паникаровский,.
Е.В Паникаровский Тюмень. Изд-во. Вектор Букс. Амикс, Дж. Физика нефтяного пласта. Текст Перевод с англ. / Дж. Амикс, Д. Басс, Р. Уайтинг - М Гостоптехиздат, 1962. - 572 с. Митрофанов, В.П. О влиянии буровых растворов на проницаемость пород Текст / В.П. Митрофанов, В.В. Терентьев, Г.П. Хижняк Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений- МС. Керимов, М.З. Технология циклического воздействия на пласт в условиях морской нефтегазодобычи Текст / М.З. Керимов, Р.А. Юсифов Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - МС. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях Текст. - Мс. Поликарпов АД. Влияние буровых растворов на продуктивность скважин. Текст. АД. Поликарпов, НИ. Юркив и др. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - МС. РД 39-0147009-509-85. Методика оценки качества вскрытия пластов и освоения скважин. – Краснодар, ВНИИКрнефть, 1985.
25. Губайдуллин, Н.З. Исследование влияния концентрационной поляризации в поверхностных тонких пленках на фазовую проницаемость
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
кернов. Текст / Н.З. Губайдуллин, Л.П. Вахрушев и др. // Тр. БашНИПИ- нефть - Уфа, 2003. - С. 227-228.
26. Ас СССР. Способ установления факта проникновения водного раствора в нефтегазоносный пласт Текст В.И. Петерсилье,
Ю.А. Белов, И.Ф. Веселов (СССР. - № 183285313. Заявлено 29.04.81; Опубл. в Б.И. № 4, 1983. 5 с. ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности М, ГУП «НТЦ Промышленная безопасность, 2004.
28. Булатов, АИ. Освоение скважин Текст / АИ. Булатов, Ю.Д. Кач- мар - М Недра, 1999. 472 с. Соколова, Т.Ф. Изучение низкопоровых коллекторов по керну как основа интерпретации данных геофизических исследований скважин Текст / Т.Ф. Соколова, В.П. Клокова, Д.В. Княжников Нефтяное хозяйство- М, 2009. - № 4. - C. 60-64.
30. Мирзаджанзаде, АХ. Физика нефтяного и газового пласта Текст / АХ. Мирзаджанзаде, ИМ. Аметов, А.Г. Ковалев – М, Ижевск. Институт компьютерных исследований, 2005. – 280 с. Есипенко, АИ. Промысловые испытания комплексной технологии кислотных воздействий на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» Текст АИ. Есипенко, НА. Каланев и др. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – М, 1996.ВНИИОЭНГ. - № 5. – С. 12-15.
32. Турицин, К.С. Петрофизические закономерности в формировании пористости песчаных коллекторов на Ковыткинском месторождении Текст / К.С. Турицин, ММ. Мандельбаум, Спецвыпуск к 50-летию Ир- кутскгеофизики”. - М, Недра, 1999. - С. 56-58.
33. Пазини, АН. Комплексная технология обработки призабойной зоны скважтн Текст / АН. Пазини, А.Е. Ткачев //Сб. научных трудов НПО Бурение -Краснодар, 2003. - № 10. – С. 125-129.
34. Мейса, ЮГ. Получение и использование модифицированных лигнополимеров в буровой технике. Текст / ЮГ. Мейса, Б.М. Гарвилов, НС. Котяров // Изв. вузов. Серия Химия и химические технологии. – Тюмень С. 3-12.
35. Телин, А.Г., Комплексный подход к увеличению эффективности кислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах Текст / А.Г. Те- лин, ТА. Исмагилов, Н.З. Ахметов и др. Нефтяное хозяйство. - МС. Хисметов, Т.В. Исследование воздействия жидкостей глушения и кислотных растворов на заглинизированные терригенные коллекторы Текст / Т.В. Хисметов, А.М. Бернштейн и др. Нефтяное хозяйство. - М,
2007. - № 3. - C. 92-95.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
26. Ас СССР. Способ установления факта проникновения водного раствора в нефтегазоносный пласт Текст В.И. Петерсилье,
Ю.А. Белов, И.Ф. Веселов (СССР. - № 183285313. Заявлено 29.04.81; Опубл. в Б.И. № 4, 1983. 5 с. ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности М, ГУП «НТЦ Промышленная безопасность, 2004.
28. Булатов, АИ. Освоение скважин Текст / АИ. Булатов, Ю.Д. Кач- мар - М Недра, 1999. 472 с. Соколова, Т.Ф. Изучение низкопоровых коллекторов по керну как основа интерпретации данных геофизических исследований скважин Текст / Т.Ф. Соколова, В.П. Клокова, Д.В. Княжников Нефтяное хозяйство- М, 2009. - № 4. - C. 60-64.
30. Мирзаджанзаде, АХ. Физика нефтяного и газового пласта Текст / АХ. Мирзаджанзаде, ИМ. Аметов, А.Г. Ковалев – М, Ижевск. Институт компьютерных исследований, 2005. – 280 с. Есипенко, АИ. Промысловые испытания комплексной технологии кислотных воздействий на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» Текст АИ. Есипенко, НА. Каланев и др. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – М, 1996.ВНИИОЭНГ. - № 5. – С. 12-15.
32. Турицин, К.С. Петрофизические закономерности в формировании пористости песчаных коллекторов на Ковыткинском месторождении Текст / К.С. Турицин, ММ. Мандельбаум, Спецвыпуск к 50-летию Ир- кутскгеофизики”. - М, Недра, 1999. - С. 56-58.
33. Пазини, АН. Комплексная технология обработки призабойной зоны скважтн Текст / АН. Пазини, А.Е. Ткачев //Сб. научных трудов НПО Бурение -Краснодар, 2003. - № 10. – С. 125-129.
34. Мейса, ЮГ. Получение и использование модифицированных лигнополимеров в буровой технике. Текст / ЮГ. Мейса, Б.М. Гарвилов, НС. Котяров // Изв. вузов. Серия Химия и химические технологии. – Тюмень С. 3-12.
35. Телин, А.Г., Комплексный подход к увеличению эффективности кислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах Текст / А.Г. Те- лин, ТА. Исмагилов, Н.З. Ахметов и др. Нефтяное хозяйство. - МС. Хисметов, Т.В. Исследование воздействия жидкостей глушения и кислотных растворов на заглинизированные терригенные коллекторы Текст / Т.В. Хисметов, А.М. Бернштейн и др. Нефтяное хозяйство. - М,
2007. - № 3. - C. 92-95.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
124
Содержание
ВВЕДЕНИЕ ........................................................................................................ 3
Сложнопостроенные залежи нефти и газа в терригенных коллекторах ....... 3
Литолого-физические характеристики трещинно-поровых коллекторов ачимовских отложений ...................................................................................... Обоснование присутствия трещинно-поровых и порово-трещинных коллекторов в нижне-валанжинских отложениях ........................................... Оценка качества вскрытия продуктивных пластов месторождений Западной Сибири ............................................................................................. Определение влияния проникновения технологических жидкостей в поровые породы-коллекторы .......................................................................... Исследование влияния проникновения фильтратов буровых растворов в образцы керна .............................................................................. Исследование влияния адсорбционных и диффузионных слоев на фильтрационные характеристики пород ........................................................ Методы определения распределения кольматирующих составов в поровом пространстве пород ....................................................................... Определение влияния проникновения фильтратов растворов на углеводородной и водной основах на нефтегазонасыщенность пород. Вскрытие пород-коллекторов в процессе бурения ....................................... Вскрытие трещинных и трещинно-поровых коллекторов ........................... Анализ геолого-технических условий вскрытия трещинно-поровых коллекторов ачимовских отложений .............................................................. Условия вскрытия венд-рифейских отложений при бурении скважин ....... Проблемы ликвидации поглощений при бурении скважин ......................... 68
Кольматанты для ликвидации поглощений бурового раствора ................... Выбор кольматантов бурового раствора для ликвидации поглощений ...... 75
Физико-химические методы восстановления фильтрационных характеристик коллекторов ............................................................................. Анализ причин ухудшения фильтрационных характеристик коллекторов в прискважинной зоне ............................................................... Влияние минерального состава горных пород на изменение фильтрационных характеристик коллекторов ............................................... 83
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Выделение в разрезе скважин интервалов для солянокислотной обработки .......................................................................................................... Определение степени взаимодействия кислотных составов с образцами горных породи утяжелителями промывочных жидкостей .... 89
Физико-химическое воздействие на полимерсодержащие и глинистые компоненты технологических жидкостей ............................... Кислотные обработки карбонатных коллекторов ....................................... Кислотные обработки терригенных коллекторов ....................................... Экспериментальные работы по определению растворимости пород- коллекторов и наполнителей-кольматантов в кислотных составах .......... Оценка прочностной характеристики пород после обработки их кислотными составами .................................................................................. ЗАКЛЮЧЕНИЕ .............................................................................................. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ .............................................................................. 121
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Физико-химическое воздействие на полимерсодержащие и глинистые компоненты технологических жидкостей ............................... Кислотные обработки карбонатных коллекторов ....................................... Кислотные обработки терригенных коллекторов ....................................... Экспериментальные работы по определению растворимости пород- коллекторов и наполнителей-кольматантов в кислотных составах .......... Оценка прочностной характеристики пород после обработки их кислотными составами .................................................................................. ЗАКЛЮЧЕНИЕ .............................................................................................. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ .............................................................................. 121
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Научное издание
Паникаровский Евгений Валентинович
Паникаровский Валентин Васильевич
ВСКРЫТИЕ
СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ
КОЛЛЕКТОРОВ
В авторской редакции
Компьютерная верстка МВ. Юркин
Подписано в печать 17.01.2012. Формат х 1/16. Усл. печ. л. Тираж 100 экз. Заказ № 28.
Библиотечно-издательский комплекс федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет, Тюмень, ул. Володарского, Типография библиотечно-издательского комплекса, Тюмень, ул. Киевская, 52.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Паникаровский Евгений Валентинович
Паникаровский Валентин Васильевич
ВСКРЫТИЕ
СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ
КОЛЛЕКТОРОВ
В авторской редакции
Компьютерная верстка МВ. Юркин
Подписано в печать 17.01.2012. Формат х 1/16. Усл. печ. л. Тираж 100 экз. Заказ № 28.
Библиотечно-издательский комплекс федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет, Тюмень, ул. Володарского, Типография библиотечно-издательского комплекса, Тюмень, ул. Киевская, 52.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»