Содержание к диссертации
Введение
1 Характеристика сеноманской продуктивной толщи 10
1.1 Анализ строения пород-коллекторов сеноманских залежей Ямбургского и Уренгойского месторождений 10
1.2 Выделение в разрезе сеноманской продуктивной толщи пород-коллекторов, склонных к пластовому пескопроявлению... 15
1.3 Исследование с целью определения интервала разрушения пласта-коллектора 27
2 Геолого-промысловая модель разрушения пласта- коллектора 36
2.1 Прочностная характеристика сеноманских продуктивных пород-коллекторов 36
2.2 Прогнозирование разрушения пласта-коллектора по данным промысло-во геофизических исследований скважин ... 41
2.3 Влияние конструкции ствола скважины на пластовое пескопроявление... 45
2.4 Прогноз пескопроявлений при разработке сеноманской залежи 48
3 Анализ работы эксплуатационных скважин 52
3.1 Выделение стадий разрушения пласта-коллектора 52
Моделирование процесса разрушения призабойной зоны пласта 69
3.2 К вопросу разработки методики оценки снижения продуктивности сеноманских скважин при разрушении пласта-коллектора 70
3.3 Разработка методов диагностики характера и масштабов разрушения терригенных коллекторов 82
4 Разработка комплекса технологических решений для повышения надежности эксплуатации сеноманских скважин 88
4.1 Анализ применяемых технологических решений по предотвращению выноса пластового песка 88
4.2 Теоретическое обоснование совершенствования технологии укрепления призабойной зоны продуктивного пласта силиката натрия 94
4.2.1 Применяемые химические реагенты, материалы и методика исследований 95
4.2.2 Разработка вязкоупругих вяжущих составов для укрепления призабойной зоны продуктивного пласта и исследование их основных физико-химических и физико-механических свойств ... 97
5 Совершенствование технологии укрепления приза бойной зоны слабосцементированных пластов на месторождениях западной сибири ..110
5.1 Рекомендуемая рецептура технологических жидкостей и очередность проведения операций на эксплуатационных скважинах 110
5.2 Результаты опытно-промышленных работ по закреплению призабойной зоны сеноманских скважин 116
5.2.1 Анализ продуктивной характеристики эксплуатационных скважин до и после проведения работ по закреплению призабойной зоны пласта... 120
5.3 Рекомендации по совершенствованию технологии укрепления призабой ной зоны слабосцементированных пластов 134
Заключение 136
Список использованных источников 137
- Выделение в разрезе сеноманской продуктивной толщи пород-коллекторов, склонных к пластовому пескопроявлению...
- Влияние конструкции ствола скважины на пластовое пескопроявление...
- К вопросу разработки методики оценки снижения продуктивности сеноманских скважин при разрушении пласта-коллектора
- Применяемые химические реагенты, материалы и методика исследований
Введение к работе
Актуальность работы. Ямбургское и Уренгойское газоконденсатные месторождения обеспечивают более 50 % объема добываемого газа в Российской Федерации. При этом установлено, что около 80 % действующего фонда этих месторождений работает ниже своих потенциальных возможностей из-за разрушения призабойной зоны пласта эксплуатационных скважин.
Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений севера Тюменской области, связанных с сеноманским продуктивным горизонтом, сопровождается выносом песка от 0,1 до 20 г/сут и более, что приводит к выходу из строя действующих скважин, износу подземного и наземного оборудования. Последствия абразивного воздействия песка на скважины и оборудование ликвидируются проведением многократных операций капитального ремонта, что увеличивает себестоимость добычи газа. По этой причине растет бездействующий фонд скважин. Чтобы прекратить разрушение пласта-коллектора, приходится в процессе эксплуатации скважин снижать депрессию на пласт. При этом, не смотря на то, что уменьшаются объемы добычи газа и конденсата, увеличивается коэффициент эксплуатации скважин.
В связи с этим проблемы технического состояния скважин, вопросы предупреждения разрушения призабойной зоны скважин и укрепления пласта-коллектора становятся весьма актуальными. Указанные вопросы рассмотрены на примере сеноманских газовых залежей Ямбургского и Уренгойского газоконденсатных месторождений. Проблема разрушения призабойной зоны сеноманских газоносных отложений рассматривалась и ранее во многих работах. Однако, на наш взгляд, в них недостаточно учитывались структура слагающих пластов, минералогический и гранулометрический состав, прочностная характеристика пород и другие вопросы.
Проблема борьбы с пескопроявлением является комплексной, включающей вопросы геологического строения, разработки месторождений, эксплуатации и капитального ремонта скважин. Несмотря на то, что этой проблеме посвящено значительное число исследований, она далека от своего разрешения. Применяемые в настоящее время способы борьбы с выносом песка из пласта недостаточно эффективны и требуют индивидуального подхода для каждой скважины. Основная трудность состоит в том, чтобы применяемые методы крепления призабойной зоны не снижали естественную проницаемость продуктивного пласта.
Проблема разрушения призабойной зоны пласта на месторождениях рассматривалась в работах З.С. Алиева, P.M. Алиева, А.А. Ахметова., А.Д. Башкатова, Р.А. Гасумова, А.В. Динкова, СВ. Долгова, В.В. Дмитрук, В.Е. Дубенко, В.И. Ермакова, Г.А. Зотова, В.П. Ильченко, КЛ. Каприелова, В.А. Керимова, О.А. Конторщикова, Б.С. Короткова, В.Н. Маслова,
В.И. Нифантова, А.А. Плотникова, В.В. Ремизова, Н.В. Савченко, К.М. Татарова, Ю.С. Те-нишева, Л.Ю. Тимониной, А.А. Ханина и других исследователей
Цель работы. Повышение производительности скважин путем укрепления призабойной зоны для предупреждения и ограничения выноса пластового песка.
Основные задачи исследований
Анализ строения сеноманской продуктивной толщи с целью выделения в разрезе пород-коллекторов, склонных к разрушению, и разработка способа определения по структуре вынесенного из скважины песка глубины интервала разрушения пласта-кол-лектора.
Исследования механизма разрушения сеноманского пласта-коллектора при бурении, освоении и эксплуатации скважин.
На основе анализа работы эксплуатационных скважин выделение стадии разрушения сеноманского пласта-коллектора и установление корреляционной связи между содержанием воды в добываемом газе и содержанием выносимого песка.
Оценка снижения продуктивности сеноманских скважин при разрушении пласта-коллектора.
Усовершенствование технологии укрепления призабойной зоны пласта с целью предотвращения выноса песка из скважин сеноманской залежи.
Научная новизна
Разработана геолого-промысловая модель разрушения сеноманского продуктивного пласта Уренгойского и Ямбургского месторождений.
Научно обоснованы стадии разрушения сеноманского пласта-коллектора:
Впервые разработана методика оценки величины снижения продуктивности скважин при разрушении призабойной зоны пласта.
Усовершенствована технология укрепления призабойной зоны рыхлых продуктивных пластов растворами на основе силиката натрия.
Практическое значение исследований и их реализация
На основе разработанной геолого-промысловой модели обоснованы стадии разрушения призабойной зоны и даны рекомендации по уточнению технологических режимов эксплуатации сеноманских скважин, усовершенствована технология укрепления призабойной зоны пласта, позволяющая выводить скважины из бездействующего и простаивающего фонда.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на секциях научно-технического Совета ОАО «Газпром», (Ставрополь, 2001; Тюмень, 2003), на технических советах ООО «Уренгойгазпром», «Ямбурггаздобьиа», (Новый Уренгой, 2004) на международных научно-практических конференциях «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин», (Кисловодск, 2003,2004).
Публикации. Основные положения исследований диссертационной работы опубликованы в 7 печатных изданиях.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 146 страницах текста, иллюстрируется 41 рисунком и сопровождается списком использованных литературных источников из 39 наименований.
При работе над диссертацией автор пользовался советами и консультациями сотрудников ОАО «СевІСавНИПИгаз» доктора технических наук, академика АГН СВ. Долгова, кандидатов наук В.Р. Гаспаряна, В.А. Гридина, В.Г. Мосиенко, СВ. Нерсесова, О.С. Останова, А.А. Переймы, Ю.СТенишева и др. Всем им автор глубоко признателен.
Особую благодарность автор выраажает своему научному руководителю доктору технических наук, профессору, академику РАЕН и АГН Р.А. Гасумову, а так же кандидату геолого-минералогических наук, старшему научному сотруднику Ю.В. Терновому.
Выделение в разрезе сеноманской продуктивной толщи пород-коллекторов, склонных к пластовому пескопроявлению...
Сеноманская газоносная толща Ямбургского месторождения представлена чередованием алевролитов, песчаников слабо- и среднесцементированных, песчаников с глинистым цементом, алевролитов глинистых. Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов сеномана приводятся на основании лабораторных исследований керна, выполненных лабораторией физики газового пласта ВНИИгаза (Савченко Н.В., Рыжов А.Е.). Выборочные данные по разведочным скв. 2, 4, 7 Ямбургского ГКМ об интервалах отбора керна, кратком ли-тологическом описании образцов, открытой пористости, проницаемости и гранулометрическом составе приведены в таблице 1.3. Анализ таблицы показывает, что в разрезе выделяются прослои слабосцементированных песчаников, которые имеют высокие ФЕС - открытую пористость 35,4 % - 27 % и проницаемость 3,378 -0,127 мкм соответственно. Породы -коллекторы с пористостью 35 % и проницаемостью 3,0 мкм2 относятся к суперколлекторам. По своим физическим свойствам указанные породы-коллекторы в подавляющем большинстве склонны к пластовому пескопроявлению. Необходимо отметить, что подробный анализ гранулометрического состава пород-коллекторов показывает, что наличие фракции 0,25 - 0,1 мм определяет емкостно-фильтрационные свойства суперколлекторов. Построенная зависимость (рисунок 1.5) проницаемости от величины фракции 0,25 - 0,1 мм показывает на наличие корреляционной связи (R 2 = 0,59) и свидетельствует о том, что если в породе указанная фракция составляет более 30 %, то проницаемость ее оценивается 0,5 мкм , а с повышением ее количества до 45 % - 60 % проницаемость увеличивается с 1,0 до 3,5 мкм .
Таким образом, эксплуатационные скважины, размещенные в пределах палеосвода, где формировались суперколлекторы, будут обладать высокой емкостно-фильтрационной ха-рактеристикой, что и определяет высокие (более 1,0 млн.м /сут.) дебиты скважин. С позиций пескопроявления немаловажно отметить, что преобладание мелкозернистой фракции песка 0,25 - 0,1 м благоприятно для создания сводообразных структур вокруг перфорационных отверстий при эксплуатации скважин, которые, как установлено, препятствуют разрушению пласта-коллектора. Данное положение необходимо учитывать как при размещении эксплуатационных скважин по площади месторождений, так и анализе пескопроявлений в скважинах эксплуатационного фонда.
Ограниченное количество скважин, пробуренных с полным отбором керна, не позволяет выделить зоны с высоким содержанием мелкопсаммитовых фракций. Однако они развиты более широко. В качестве примера можно привести скв. 4 Ямбург, в которой прослежена четкая связь между проницаемостью и содержанием фракции 0,25 — 0,1 мм. По этой скважине коэффициент корреляции между указанными параметрами составляет R2 = 0,9778 (рисунок 1.6).
Известно, что на величину проницаемости большое влияние оказывает содержание в пласте пелитовой фракции (размер зерен 0,01 мм). На рисунке 1.7 по данным исследования керна по скв. 2,4, 7 приведена четкая зависимость проницаемости от содержания пелитовой фракции (коэффициент корреляции 0,71). Анализ рисунка показывает, что увеличение глинистости в суперколлекторах с 10% до 15% приводит к снижению проницаемости с 3,5 до 1 мкм . Значительное снижение проницаемости пород-коллекторов отмечается при увеличении содержания пелитовой фракции с 15 % до 25 %, что приводит к снижению прони-цаемости от 0,785 до 0,2 мкм . Следует особо отметить, что дальнейшее увеличение пелитовой фракции с 25 % до 30 % приводит к снижению проницаемости до нуля, что характерно для пород неколлекторов.
Выявленная выше зависимость может быть использована для оценки величин выноса пелитовых фракций из пласта при наблюдающемся увеличении проницаемости призабойной зоны пласта. В то же время это важно для оценки состояния пласта, так как известно, что вынос глинистого цемента из пласта приводит к его деформации.
Для пород сеномана установлена также известная зависимость проницаемости от открытой пористости (рисунок 1.8). Установленная корреляционная связь между этими параметрами показывает, что нижним пределом коллектора является пористость 23 % — 24 %. Данное положение необходимо учитывать при анализе продуктивной толщи и при выделении в ней работающих газоотдающих интервалов.
Анализ кернового материала показывает, что наиболее склонными к пластовому пескопроявлению являются породы-коллекторы І-П классов, относимые к суперколлекторам, представленные рыхлыми песками и слабосцементированными песчаниками, залегающими в нижней части разреза.
Известно, что газовые залежи разведываются ограниченным количеством скважин. При разведке таких гигантских залежей как Уренгойское и Ямбургское расстояния между разведочными скважинами составляли до 5 км. Кроме того, процент выноса керна, представленного слабосцементированными песчаниками и песками, составляют незначительную величину. В этой связи, из-за отсутствия информации, очень трудно выявить закономерности зонального распределения ФЕС по площади и разрезу, в частности, распределение медианного диаметра и коэффициента отсортированности.
Однако, решение указанной задачи возможно с помощью промысловой геофизики. Определение медианного диаметра зерен сеноманских прослоев рекомендуется по данным кривой ПС. Для установления связи между относительной амплитудой ПС и медианным диаметром зерен пластов проводится анализ лабораторных результатов гранулометрии образцов керна и данных электрометрии скважин. Исследованиями B.C. Муромцева [6] выявлена тесная взаимосвязь относительной амплитуды (ДПС) и медианного диаметра зерен породы-коллектора (рисунок 1.9). На этом рисунке песчаные породы, имеющие медианный диаметр от 0,1 до 0,4 мм, находятся в верхнем углу графика. Величине ДПС = 0,6 - 0,8 соответствуют мелкозернистые пески с медианным диаметром 0,1-0,12 мм, а ДПС = 0,8 - 1,0 -средне и крупнозернистым пескам с медианным Зависимость проницаемости от открытой пористости в скв. 2,4,7 Ямбургского ГКМ Установлено, что с увеличением содержания песчаной фракции возрастает его грубо-зернистость. По продуктивным пластам месторождений Мангышлака и Западной Сибири относительная амплитуда ПС находится в тесной корреляционной связи с песчаной фракци-ей (R = 0,76) и медианными размерами зерен (R = 0,75), что дает основание использовать этот параметр при выделении в разрезе скважин Ямбургского ГКМ и сеноманских продуктивных пластов других месторождений пескопроявляющих интервалов.
Поведение сеноманской продуктивной толщи необходимо рассматривать во временном интервале, то есть в процессе разработки. Для практических целей важен вопрос о том, как будет происходить процесс пескопроявления на стадии падающей и заключительной стадии разработки. В связи с падением пластового давления в сеноманской залежи будет происходить изменение емкостно-фильтрационных свойств пород-коллекторов. Падение пластового давления в результате отбора газа можно сопоставить с погружением осадочной толщи в процессе осадконакопления, в которой в результате гравитационного уплотнения происходит уменьшение открытой пористости. Для оценки изменения коэффициента открытой пористости пород-коллекторов в зависимости от глубины залегания предложены различные формулы. В частности в работе [7] для оценки коэффициента пористости предложена следующая формула
Влияние конструкции ствола скважины на пластовое пескопроявление...
Вопрос о влиянии конструкции скважины на пластовое пескопроявление, как правило, не рассматривался в связи с тем, что большинство эксплуатационных скважин ранее бурилось с вертикальным стволом. В связи со значительной заболоченностью территории Ям-бургского месторождения сеноманская газовая залежь разбурена кустами из 5 - 8 скважин с искривлением стволов. Принятая система обеспечивает высокую экономичность разработки, так как кусты расположены в зонах с максимальными значениями эффективных газонасыщенных толщин и проницаемости, что позволило увеличить суммарные дренируемые запасы газа по сопоставлению с одиночными эксплуатационными скважинами.
Известно, что частота обрушений породы в ствол скважины при бурении возникает вследствие его искривления из-за асимметрии наведенной трещиноватости проходимых пород, возникающей в условиях анизотропии горных напряжений. Согласно [12] разрушение породы при искривлении ствола скважины происходит во внешней части ствола при растяжении со сдвигом и во внутренней - разрушение при сжатии.
Установлено что: - при переходе от вертикального участка ствола скважины к горизонтальному наблю дается резкое изменение деформаций; - зона трещиноватости в зоне искривления ствола имеет квазиэллиптическое сечение и вытянута в сторону наименьшего сжатия. Согласно приведенным теоретическим положениям, рассмотрим изменение структуры суперколлекторов при бурении сеноманских эксплуатационных скважин Ямбургского месторождения. В процессе бурения в суперколлекторе обрушаемый материал забивал забой скважины, и, поэтому, создавались условия для увода бурового инструмента в полость, образующуюся на внешней стенке ствола скважины. Зона обрушения пород в ствол определялась растяжением (разрыхлением) внутри «дилатансионной арки» [12], которая сохраняла целостность ствола. На рисунке 2.2 представлена принципиальная схема разрушения сеноманского массива горных пород вследствие кривизны скважины и анизотропии напряжений. В результате искривления ствола скважины на внешней стенке скважин созданы условия разрушения при растяжении со сдвигом, то-есть, в условиях суперколлекторов созданы первичные условия для разрушения структуры пластов, которые проявляются в виде пластовых пескопроявле-ний при эксплуатации скважин.
Влияние конструкции скважины на пескопроявление рассмотрим на примере эксплуатационных скважин, пробуренных в пределах куста. На Ямбургском месторождении в каж дом кусте пробурено 1-2 скважины с вертикальным стволом и 3 - 4 и более скважин с искривлением ствола. При прочих равных условиях (расстояние между нижним перфорационным отверстием и ГВК, отсутствие конуса подошвенной воды, одинаковый класс коллектора и т.д.) в эксплуатационных скважинах с вертикальным стволом интенсивность процесса пластового пескопроявления будет меньшей по сравнению со скважинами с искривленным стволом. Особенно интенсивно пескопроявление будет наблюдаться в скважинах с горизонтальным стволом, которое при внедрении пластовой воды будет переходить в стадию суффозии.
Влияние промывочной жидкости. Бурение скважин в сеноманском продуктивном разрезе осуществлялось на промывочных жидкостях, приготовленных на практически неминерализованной водной основе со следующими обобщенными параметрами: плотность 1,18 -1,19 г/см , вязкость 25 - 28 с, водоотдача 10 см за 30 мин, содержание песка 1%, глинистая корка 1,5 мм. ГИС проводились через 10-15 суток после вскрытия пласта бурением. Расчеты показывают, что объем фильтрата глинистого раствора, проникающий в породы— коллекторы оценивается около 0,65 - 0,7 м на 1 м вскрытой эффективной толщины. При средней пористости 30 %, радиус проникновения фильтрата составляет 1,0 - 1,5 м. В этой связи на этапе бурения преимущественно кольматируются пласты суперколлекторов. Кроме того, в них, в результате разбухания монтмориллонита, нарушается структура пласта. На механическую прочность пород-коллекторов влияло также число спуско-подъемных операций за период вскрытия.
Влияние процесса освоения скважин. Следующий этап нарушения устойчивости пород-коллекторов происходит при перфорации скважин. Согласно [13] если цементный камень в заколонном пространстве качественный, а порода продуктивного пласта упругая и прочная, то при кумулятивной перфорации в стенках эксплуатационной колонны образуются круглые перфорационные отверстия. При некачественном тампонажном камне и невысокой прочности пород продуктивного пласта, как это имеет место для сеноманских рыхлых песчаников и песков, перфорированные отверстия получаются рваными. Последнее создает условия для проявления пластового пескопроявления. Кроме того, необходимо отметить, что в наклонно-направленных скважинах, перфорационные каналы располагаются не параллельно напластованию слоев, а под углом в зависимости от кривизны ствола, что создает условия для разрушения призабойной зоны пласта. Необходимо учесть, что указанное вызывает дифракционное изменение направлений линий тока газа в призабойной зоне, что способствует возникновению турбулентного течения газа, которое, как установлено, является дополнительным фактором разрушения призабойной зоны пласта в процессе эксплуатации. Разрушение сеноманского массива пород при бурении наклонно-направленной скважины В соответствии с Правилами разработки газовых и газоконденсатних месторождений и едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях после освоения предусматривается продувка в атмосферу эксплуатационных скважин с целью очистки ствола и призабойной зоны скважин от шлама, глинистой корки, остатков промывочной жидкости, фильтрата бурового раствора.
Качество освоения скважин после бурения или капитального ремонта имеет огромное значение. В процессе освоения идет процесс расформирования зоны проникновения фильтрата глинистого раствора, который уже вызвал нарушение структуры пласта. Освоение скважины приводит к очистке призабойной зоны от кольматантов, то есть улучшению совершенства скважины как по характеру, так и по степени вскрытия. Особенно важно при освоении не допустить разрушение породы-коллектора. В этой связи все механические примеси во время освоения (72 часа) должны быть подвергнуты детальному лабораторному исследованию.
На основании многочисленных промысловых исследований установлено, что срок отработки скважин зависит от структуры продуктивного пласта (предела прочности, гранулометрического состава, проницаемости) наличия подошвенной воды. Чтобы не допустить подъема конуса подошвенной воды, необходимо рассчитывать какую максимально допустимую депрессию на пласт можно допускать. С целью экологической безопасности целесообразно проводить газодинамические исследования эксплуатационных скважин без выпуска газа в атмосферу.
К вопросу разработки методики оценки снижения продуктивности сеноманских скважин при разрушении пласта-коллектора
На основании многочисленных исследований в работе [20] установлено, что образование песчаной пробки на забое скважины вызывает снижение ее производительности. Согласно экспериментальным данным, если песчаная пробка перекрывает 50 % интервала перфорации, то дебит скважины снижается до 25 %, при полностью перекрытом фильтре дебит скважины снижается до 1 %. Однако, необходимо отметить, что в практике эксплуатации нефтяных и газовых скважин известны случаи, когда при неполном перекрытии интервала перфорации песчаной пробкой заметных уменьшений дебита скважин не наблюдалось. Общим положением, вытекающим из эксплуатации скважин, является то, что пластовое пескопроявление не только изменяет технологический режим скважин, но и влияет на основные показатели разработки месторождений в целом. Снижение дебита скважин, вызванное образованием пробки, связано с уменьшением сечения площади фильтрации газа в призабойной зоне продуктивного пласта, что приводит к росту дополнительных сопротивлений.
Уменьшение дебита скважин при наличии песчаной пробки на забое сравнивают с несовершенством скважины по степени вскрытия. Однако при анализе этого явления необходимо учитывать строение пробки. В одном случае это может быть в различной степени проницаемая для фильтрации газа пробка, представленная самитовыми фракциями, продуктами разрушения пласта-коллектора, в другом — уплотненная пробка, сложенная пелитовы-ми частицами, в третьих — в комбинации песчано-алевритового материала с конденсатной или пластовой водой. Имея различные проницаемости, они будут оказывать неодинаковое сопротивление фильтрационному потоку, что, естественно, отразится на величине дебита газовых скважин.
При оценке снижения продуктивности газовых скважин в качестве основного фактора обычно рассматривается мощность (толщина) продуктивного пласта и песчаной пробки и их соотношения. Поскольку фильтрационный поток газа определяется не только мощностью, а удельным эффективным газонасыщенным объемом продуктивного пласта, мы рассмотрели этот вопрос для Ямбургских сеноманских скважин с учетом таких параметров, как эффективная газонасыщенная толщина, коэффициентов эффективной пористости и газонасыщенности.
Для оценки работы эксплуатационных скважин необходима разработка определенных критериев, которые позволили бы объективно оценить причины снижения их текущей продуктивности (исключая снижение продуктивности за счет падения пластового давления) вследствие разрушения пласта-коллектора. В методическом отношении этот вопрос рассмотрен на примере сеноманских эксплуатационных скважин Ямбургского газоконденсатного месторождения.
В главе 1 было отмечено, что продуктивная сеноманская толща этого месторождения сложена переслаиванием пород-коллекторов 1, 2, 3, 4 и 5 классов. При рабочих депрессиях 0,3 - 0,4 МПа из-за неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пласта работают не все вскрытые перфорацией пропластки. Это подтверждают результаты скважинной расхо-дометрии, газодинамического каротажа (ГДК) и данные ГИС. Вследствие того, что интервал перфорации представлен чередованием коллекторов различного класса, принимать его для выявления зависимости дебита газа от величины интервала перфорации методически неверно. Поэтому для выявления закономерности целесообразно учитывать удельный эффектив ный газонасыщенный объем порового пространства (Уэф), так как он выражает обобщенную коллекторскую характеристику вскрытого интервала.
Для расчета удельного эффективного газонасыщенного объема по результатам обработки ГИС использованы данные об эффективной газонасыщенной толщине пропластков, коэффициентах пористости и газонасыщенности. По данным дебитометрии и ГДК установлено, что газоотдающими являются породы — коллекторы 1, 2 и 3 классов. В этой связи удельный эффективный газонасыщенный объем расчитывался для указанных классов.
Для анализа использовано 6 наблюдательных скважин (таблица 3.2) в различных кустах № 1112, 1144, 2161, 5115, 3042, 7145. Дебиты газа, полученные при газодинамических исследованиях по указанным скважинам из интервалов, охарактеризованных как газоот-дающие, приняты при депрессии 0,2 МПа и для этих значений построена зависимость деби-тов газа от величины работающего удельного эффективного объема (рисунок 3.11). Анализ этого графика показывает, что отсутствие связи (R = 0,056) вызвано несколькими причинами:
График зависимости дебита газа от удельного эффективного объема по данным расходометрии и газодинамического каротажа В связи с вышеуказанными причинами скв. 1144, 2161 и 5115 были исключены из построений (таблица 3.3), после чего получена прямо пропорциональная зависимость между дебитом газа при депрессии 0,2 МПа и удельным эффективным газонасыщенным объемом с коэффициентом корреляции R = 0,738. На рисунке 3.12 линия тренда пересекает ось дебитов при значения 23 тыс.м3/сут, что свидетельствует о том, чта, однако, не весь работающий объем учтен при построениях. Так, по скважине 1112 при ГДК как нижний газоотдающий был отмечен интервал 1146-1152 м и указано, что нижние отверстия интервала перфорации 1152 - 1164 м перекрыты песчаной пробкой, а верхняя часть интервала 1119 — 1136 м не работает. Вероятно, что дебит газа здесь определяется бблыпим эффективным объемом.
Применяемые химические реагенты, материалы и методика исследований
Разработанная ранее технология укрепления призабойной зоны пласта (ПЗП) предусматривала последовательное закачивание в скважину и продавливание в пласт вяжущего состава (эмульсии силиката натрия в углеводородной жидкости), гелеобразующей и отвер-ждающей жидкостей. В качестве вяжущей жидкости использовался раствор силиката натрия (жидкое растворимое стекло) с общей формулой ЫагО тБЮг, где m - силикатный модуль. Его достоинством является высокая вяжущая способность, нетоксичность, низкая стоимость, способность неограниченно разбавляться водой, высокая коррозионная стойкость связки, способность отверждаться многими неорганическими и органическими отвердите-лями.
При проведении экспериментальных исследований критериями оптимизации была максимальная прочность сцементированного песчаного керна и минимальное снижение его первоначальной проницаемости. Это условие может выполняться, если цементирование зерен песка будет происходить по зонам контакта зерен, оставляя поровое пространство свободным от вяжущей жидкости. Для этого она должна обладать минимальной вязкостью и максимальной плотностью, то есть повышенной концентрацией в растворе вяжущего вещества. Однако при разбавлении жидкого стекла водой снижается не только вязкость, но и концентрация жидкого стекла. Поэтому для снижения вязкости вяжущий состав готовили в виде эмульсии жидкого стекла в газовом конденсате.
Опытно-промышленные испытания показали, что из-за низкого качества эмульгатора на скважине трудно получить стабильную эмульсию. Поэтому было решено закачивать жидкое стекло в скважину не в виде эмульсии, а в виде смеси с газовым конденсатом, обеспечив турбулентный режим жидкости в зоне продуктивного пласта. Стендовые испытания подтвердили эффективность этого режима нагнетания. Для обеспечения удовлетворительной прочности обрабатываемого интервала процесс отверждения силиката натрия необходимо проводить в две стадии - сначала гелеобразующей и затем отверждающей жидкостями. Для первичного отверждения (гелеобразования) можно использовать моно-спирты — изопропиловый, этанол, метанол, ацетон или их смеси с добавками. При проведении исследований в качестве гелеобразующей жидкости использовали метанол. На первой стадии отверждения происходит обезвоживание и частичная нейтрализация гидроокиси натрия. Гелеобразующий раствор очень сильно влияет на конечный результат отверждения силиката натрия - прочность и проницаемость обрабатываемого песчаника. Спирт действует как мягкий гелеобразующий агент, частично продолжающий вытеснять жидкое стекло вслед за газовым конденсатом. При этом образуется гель ортокремневой кислоты с последующей потерей подвижности, что способствует его прочному закреплению на поверхности песка. В таком виде выпавший гель еще не имеет большой прочности и стойкости к воздействию воды.
С целью эффективности повторного отверждения силиката натрия необходимо использовать в качестве отверждающего состава спиртовый раствор хлористого кальция. На этой стадии происходит взаимодействие кремнегеля и оставшейся щелочи с хлористым кальцием. В результате заключительного процесса образуются гидросиликаты кальция, которые после кристаллизации скрепляют песчаные частицы в прочный конгломерат и придают ему большую водо- кислото- и щелочестойкость. Закрепленный таким способом продуктивный пласт не будет подвержен разрушению при кислотной обработке и наличии конденсационных и пластовых вод.
С учетом указанного были выполнены экспериментальные и опытно-промышленные испытания по совершенствованию технологии укрепления призабойной зоны продуктивного пласта. 4.2.1 Применяемые химические реагенты, материалы и методика исследований При проведении лабораторных и стендовых испытаний использовались следующие химические реагенты: Силикат натрия (растворимое жидкое стекло) — NaiO-mSiOi. Применяется предпочтительно содового производства. Допускается использование содово-сульфатного с силикатным модулем m - 2,4 — 3,2. Характеристика силиката натрия, применяемого при проведении лабораторных и стендовых испытаний, приведена в таблицах 4.3. и 4.4. Таблица 4.3 — Вязкость силиката натрия при температуре 20 С Хлористый кальций - CaCli. Допускается применение плавленого, соответствующего формуле СаСЬ-2Н20 с содержанием основного вещества не менее 70 мас.% и хлористого кальция безводного, порошкообразного. Метиловый спирт (метанол) - СЩОН. Бесцветная жидкость плотностью не более 810 кг/м3, содержание воды не должно превышать 5%. Смешивается в любых соотношениях с водой, диэтиловым спиртом, ацетоном. В лабораторных испытаниях метанол заменен этиловым спиртом. Газовый конденсат. Смесь углеводородов, плотность в пределах 740 - 800 кг/м . При проведении стендовых испытаний применяли следующие материалы: - песок мелкий (размер зерен меньше 0,14 мм), модуль крупности 1,0, плотность 2628 кг/м , объемная насыпная масса 1404 кг/м ; - песок средней крупности (размер зерен 0,14 - 0,63 мм), модуль крупности 1,69, плот-ность 2679 кг/м , объемная насыпная масса 1564 кг/м . Ситовой анализ этого песка приведен в таблице 4.5. Таблица 4.5 - Ситовой анализ песка ("крупного") При разработке технологических жидкостей и технологии укрепления слабосцементи-рованных пород призабойной зоны пласта на начальном этапе определялась величина ра циональных дозировок исходных компонентов, а затем устанавливались конкретные зависимости этих компонентов для достижения поставленной цели.
Планирование экспериментов и статистическую обработку их результатов проводили по методике, описанной в работах [30-32]. Формирование кернов и их испыгание проводили по методике, изложенной в работах [33, 35]. Газопроницаемость керна определяли на универсальной установке УИП-4 по методике, описанной в работе [34, 35], прочность на сжатие - на образцах - цилиндрах диаметром и высотой 30x30 мм с использованием гидравлического пресса 2ПГ-10.
Экспериментальные исследования по изучению влияния переменных факторов на свойства сцементированных песчаных кернов проводились с применением ортогональных планов второго и третьего порядка. При планировании эксперимента переменными факторами служили дозировки исходных компонентов, а в качестве критериев оптимизации выступили прочность при сжатии модельных образцов-кернов, их максимальная газопроницаемость, и основные характеристики разрабатываемых технологических жидкостей. После завершения эксперимента проведен расчет коэффициентов уравнений регрессии и определялась их значимость [36]. Коэффициенты, не прошедшие по критерию Фишера, отбрасывались.
