Содержание к диссертации
Введение
1 Геолого-технологические условия строительства скважин уренгойской группы месторождений 8
1.1 Общие сведения о месторождениях 8
1.2 Общие сведения о нефтегазоносности 9
1.3 Физико-литологическая характеристика коллекторов ачимовских отложений 11
1.4 Геофизические исследования на месторождениях 26
1.5 Физико-химическая характеристика газа и конденсата 30
1.6 Анализ состояния качества заканчивания скважин на Восточно-Уренгойском и Ново-Уренгойском лицензионных участках 36
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1 51
2 Теоретические обоснования состава промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных горизонов. разработка методов и методик проведения экспериментов 54
2.1 Причины, вызывающие ухудшение естественных фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов 54
2.2 Влияние свойств и состава промывочных жидкостей на фильтрационно-емкостные свойства прискважинной зоны пласта и пути решения проблемы качественного вскрытия продуктивных пластов 59
2.3 Влияние фильтратов технологических жидкостей на фильтрационные свойства коллекторов 63
2.4 Промывочные жидкости, применяемые при вскрытии продуктивных пластов 76
2.5 Обоснование выбора дисперсионной среды безглинистого бурового раствора 88
2.6 Обоснование выбора утяжелителя и реагентов
структурообразователей промывочной жидкости 98
2.7 Методы и методики проведения экспериментов 103
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2 111
3 Результаты экспериментальных исследований 112
3.1 Результаты исследований по изучению набухания глинистых минералов 112
3.2 Результаты исследований по изучению влияния солей на капиллярное давление 124
3.3 Результаты изучения влияния реагентов на технологические параметры промывочных жидкостей. Разработка состава промывочной жидкости 130
3.4 Результаты изучения влияния технологических жидкостей на фильтрационные свойства коллекторов 140
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3 142
4 Результаты опытно-промышленного внедрения ... 143
4.1 Технология приготовления промывочной жидкости на основе ацетата калия 143
4.2 Результаты опытно промышленного внедрения промывочной жидкости на основе ацетата калия 146
Основные выводы и рекомендации 148
Список использованных источников
- Общие сведения о месторождениях
- Причины, вызывающие ухудшение естественных фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов
- Результаты исследований по изучению набухания глинистых минералов
- Технология приготовления промывочной жидкости на основе ацетата калия
Введение к работе
Актуальность проблемы. Основные запасы углеводородного сырья Уренгойской группы месторождений в основном охватывают нижнесредне-юрский, верхнеюрский нефтегазоносные комплексы, ачимовскую толщу, не-окомские и апт-альбские горизонты. Основной прирост запасов и добычи газа, газового конденсата и нефти связывают с отложениями ачимовской толщи.
На месторождениях Уренгойской группы строительство скважин является наиболее капиталоемким вложением. Эффективность разработки месторождений напрямую зависит от рентабельности строительства скважин. Рентабельность же в свою очередь зависит от стоимости строительства и производительности скважин. Снижение стоимости строительства скважин в ближайшие годы ожидать не приходится, наоборот наблюдается тенденция к ее увеличению в связи с повышающимися требованиями промышленной безопасности, охраны окружающей среды, надежности скважин как инженерных сооружений и т.д. Производительность скважин главным образом зависит от геолого-петрофизических условий залегания продуктивных горизонтов и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов. Однако в процессе строительства скважин происходит резкое, и в большинстве случаев безвозвратное, снижение фильтрационно-емкостных свойств коллектора. В результате не достигается потенциально возможный дебит, что приводит к увеличению срока окупаемости и уменьшению конечного коэффициента извлечения углеводородов.
Снижение фильтрационно-емкостных свойств коллектора в основном происходит при первичном вскрытии пласта, при цементировании эксплуатационной колонны и при перфорации скважины. Если в двух последних случаях существует возможность избежать снижения производительности, то в процессе первичного вскрытия решение поставленной задачи довольно проблематично. Необходимо применение специальных технологических жидкостей для вскрытия пласта, не ухудшающих естественной проницаемо-
сти коллектора. Разработано, внедрено и применяется множество специальных жидкостей, составы которых зависят от условий залегания продуктивных горизонтов. Все авторы указывают на негативное влияние дисперсной фазы промывочных жидкостей на проницаемость пласта. В связи с этим, большинство предлагаемых жидкостей не содержат в своем составе твердых частиц. Однако для залежей с аномально высоким пластовым давлением, которым обладают объекты ачимовской толщи месторождений севера Тюменской области, таких жидкостей не разработано.
Изложенное, обусловило постановку цели исследований и задач по ее реализации.
Цель работы. Повышение качества вскрытия ачимовских отложений Уренгойской группы месторождений путем разработки и использования рецептуры промывочной жидкости, не ухудшающей фильтрационно-емкостные свойства прискважинной зоны пластов.
Поставленная цель достигается путем решения следующих задач:
анализ геолого-технологических условий;
оценка качества заканчивания скважин, определение связи между технологиями заканчивания скважин и ее производительностью;
выявление причин, вызывающих снижение фильтрационно-емкостных свойств прискважинной зоны пласта;
анализ существующих рецептур промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных горизонтов;
теоретическое обоснование типа промывочной жидкости и ее компонентов;
проведение экспериментальных исследований по изучению процессов загрязнения пород коллектора и определению оптимального сочетания компонентов промывочной жидкости;
опытно-промысловое апробирование результатов экспериментальных и теоретических исследований.
Научная новизна диссертационной работы
Разработана методика оценки качества заканчивания скважин, вскрывших ачимовские отложения Уренгойской группы месторождений, с помощью которой подтверждено, что наибольшее влияние на коллектор оказывают физико-механические свойства промывочных жидкости и их фильтратов;
теоретически и экспериментально изучены процессы снижения фильтрационно-емкостных свойств прискважинной зоны пласта при воздействии на нее промывочных жидкостей и их фильтратов, дано объяснение механизмов данных явлений;
- разработан состав безглинистого биополимерсолевого бурового рас
твора для вскрытия продуктивных отложений, обладающих аномально высо
ким пластовым давлением.
Практическая ценность. Проведена оценка качества заканчивания скважин Ново-Уренгойского и Восточно-Уренгойского лицензионных участков, вскрывших ачимовские отложения. Разработан состав промывочной жидкости для вскрытия продуктивных пластов ачимовской толщи, применение которой позволило повысить продуктивность скважин по сравнению с ранее применяемыми технологиями с использованием утяжеленных баритом полимерглинистых растворов.
Результаты выполненных теоретических, экспериментальных и промысловых исследований послужили основой разработки инструкций: технологического регламента, внесений изменений и дополнений в проекты и технологические схемы разработки месторождений.
Апробация работы. Основные результаты, изложенные в диссертационной работе, докладывались на: ежегодных семинарах кафедры «Бурения нефтяных и газовых скважин» Тюменского государственного нефтегазового университета (2002-2006 гг.); второй региональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии
нефтегазовому региону» (Тюмень, 2003 г.); Международной научно-технической конференции «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2003 г.); первой региональной научно-практической конференции молодых специалистов ОАО «ТНК-ВР» (Нижневартовск, 2004 г.); второй региональной научно-практической конференции молодых специалистов ОАО «ТНК-ВР» (Нягань, 2005 г.); второй корпоративной научно-практической конференции молодых специалистов ОАО «ТНК-ВР» (Москва, 2005 г.); Международном технологическом симпозиуме «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи» (Москва, 2005 г.).
Общие сведения о месторождениях
В данном разделе рассматриваются вопросы стратиграфии, тектоники, нефтегазоносности и т.д. Т.к. наиболее изучены и введены в эксплуатацию Ново-Уренгойский и Восточно-Уренгойский лицензионные участки, то далее обзор проводится в основном по месторождениям этих участков [1, 2, 3].
В административном отношении Уренгойская группа месторождений расположена в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.
В геоморфологическом отношении район представляет собой полого-холмистую равнину, в значительной степени заболоченную, с большим числом озер, с переходной зоной ландшафта от лесотундры к тундре.
В геокриологическом отношении район находится в условиях сплошного распространения многолетнемерзлых пород со сквозными таликовыми зонами под крупными речными артериями. Толща мерзлых горных пород со сквозными таликовыми зонами имеет двускатное строение, верхний слой распространен не повсеместно. На участках с минеральными грунтами кровля первого от поверхности слоя погружается на значительную глубину вплоть до полного выклинивания слоя, под участками с торфяными грунтами возможно слияние верхнего слоя с реликтовым. Кровля реликтового слоя находится на глубине более 120-150 м, подошва на глубине 300-350 м Температура мерзлых пород составляет обычно 3-(-3 С), достигая под торфяным покровом минус 6 С.
В пределах криогенной толщи выделяются надмерзлотные воды (се-зонноталого слоя и несквозных таликов), межмерзлотные, подмерзлотные и воды сквозных таликов. Воды сезонноталого слоя приурочены к участкам распространения мерзлотных пород, залегающих с поверхности. Толщина водоносного горизонта 0,4-2,5 м, источник питания - поверхностные воды, атмосферные осадки.
Воды несквозных таликов залегают на глубине от 1 до 10 м, водовме-щающие породы - пески, супеси.
Межмерзлотные воды встречаются спорадически, залегают на глубине до 70 м в линзах и прослоях песка. Толщина водоносных горизонтов достигает 25-30 м. Питание осуществляется за счет инфильтрации атмосферных вод по таликовым зонам.
Воды сквозных таликов имеют наибольшую водообильность, глубина их залегания от 0,2 до 5 м, толщина до 20-30 м. Они питают межмерзлотные и подмерзлотные воды.
Подмерзлотные воды залегают на глубине свыше 100 м, толщина водоносных пластов довольно изменчива.
Нефтегазоносность в пределах Уренгойского района установлена в широком стратиграфическом диапазоне: от сеноманского яруса верхнего мела до тоарского яруса нижнеюрских отложений включительно.
В пределах Уренгойского нефтегазоносного района наибольший этаж нефтегазоносности установлен на Уренгойском месторождении, где глубоким бурением были вскрыты отложения всего осадочного чехла (в скважине 414 - Уренгойской вскрыт палеозойский фундамент).
Во многих скважинах вскрыты отложения ачимовской толщи и средней юры, а в отдельных - и нижней юры, и они тоже оказались продуктивными.
Этаж нефтегазоносности Уренгойского региона охватывает толщу осадочных пород чехла, сформировавшихся с раннеюрского до верхнемелового времени.
По сходству фациальных условий накопления осадков, формирования в них ловушек и залежей нефти, газа, газоконденсата, обладающих близкими свойствами и параметрами в пределах указанного стратиграфического диапа зона, в Уренгойском районе выделяется снизу вверх пять нефтегазоносных комплексов: нижнесреднеюрский, верхнеюрский, ачимовский, неокомский, апт-сеноманский.
Ачимовский НТК выделяется в объеме одноименной толщи, залегающей в основании сортымскои свиты. Рассматриваемый комплекс является одним из основных продуктивных объектов в пределах Уренгойского нефтегазового района, с которым связаны в последнее время основные приросты запасовуглеводородов. Ачимовские пласты по данным сейсморазведки имеют линзовидно-прерывистое распространение. Ачимовский нефтегазоносный комплекс является одним из наиболее сложнопостроенных объектов разреза. Возраст отложений, образующих комплекс, берриас-ранневаланжинский. Формирование отложений происходило в морских условиях. Песчано-глинистые отложения повсеместно перекрываются толщей морских нижне-валанжинских глин. Песчано-алевритовые тела не выдержаны в широтном направлении, но довольно хорошо прослеживаются в меридиональном, образуя узкие зоны повышенных мощностей песчаников (до 40-60 м при общей мощности 160-200 м) ориентированных с юга на север.
Причины, вызывающие ухудшение естественных фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов
Акцессорные минералы встречаются нечасто и представлены апатитом, сфеном, иногда встречается гранат, еще реже - циркон и рутил.
Содержание цемента по данным гранулометрического анализа составляет 9,6 %. Состав хлорит-гидрослюдистый, порово-пленочного типа. Как правило, всегда присутствует карбонатный материал (кальцит) в единичных породах, и содержание его составляет 3-7 % от породы, за исключением единичных прослоев и линз, тяготеющих к периферии пласта, где его содержание повышается до 30-40 % и состав становится более сложным. Иногда в этих карбонатных прослоях наблюдаются участки с реликтовым гидрослюдистым цементом (скв. 350).
Проницаемые прослои представлены песчаниками серыми, иногда с буроватым оттенком, мелкозернистыми, алевритовыми, с запахом углеводородов и крупнозернистыми песчанистыми алевролитами, с глинистым (но часто с примесью карбоната) и реже корбонатно-глинистым цементом, довольно крепкими, аркозового состава. Текстура песчаников, в основном, однородная, редко встречается горизонтальная, волнистая и косоволнистая слоистость за счет намывов глинистого, углистого и слюдистого материалов. Иногда наблюдаются следы оползания осадка, чаще приуроченные к нижней части пласта. В отдельных прослоях встречаются обломки аргиллита размером 5x10 -12x50 мм и более мелкие. Встречаются и глинистые прослои толщиной до 20 мм, подчеркивающие горизонтальную слоистость, с неровными, размытыми контактами. В отдельных интервалах пласта наблюдается переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов общей толщиной до 40 см с толщинами внутренних слойков до 10 мм. В единичных скважинах (скв. 733) вынесен песчаник, разбитый на плитки толщиной 1-2 см и 3-5 см с неровным изломом при однородной текстуре. Нередко в керне наблюдаются полые вертикальные трещины. В шлифах отмечаются открытые поры, размером 0,03-0,06 мм, составляющие до 5-6 % от площади шлифа.
По данным рентгенофазового анализа состав глинистого комплекса пород пласта Ач5 преимущественно хлоритовый. Содержание хлорита в породах-коллекторах колеблется от 75 до 95 %. Для аргиллитов от 40 до 65 %. Аналогично пласту Ачз-4 для аргиллитов характерен преимущественно хлорит-гидрослюдистый состав цемента и присутствие смешанослойных образований гидрослюда-монтмориллонитового ряда (до 10 %). Наиболее типичный состав глинистого комплекса: 90 % хлорита и 10 % гидрослюды. В этих условиях представляет значительный интерес пространственное распределение магнезиальное хлоритовой компоненты по песчаному телу пласта, поскольку лишь в ней возможно отыскать некоторую дифференциацию пород по глинистой составляющей.
Аналогично пласту Ачз-4 магнезиальность хлорита в аргиллитах принята за фоновую, и не превышает 30 %. Наиболее распространенные значения 20-25 %. Характерным для пласта Ач5 представляется то, что магнезиальность хлорита в породах-коллекторах мало отличается от соответствующих аргиллитов. Развитие процессов вторичного преобразования глинистой компоненты происходит на небольших участках разреза, магнезиальность хлорита при этом возрастает не более чем до 50 %. Исключение составляет скв. 250, где она несколько выше (60 %). Причем, максимальные значения встречаются в единичных образцах скв. 733, 251, 253, 693 и 270. Преимущественно же она составляет 30-35 % и мало чем отличается от таковой для аргиллитов. Характерно, что в скв. 710 магнезиальность хлорита в изученных песчаниках равна и ниже, чем в аргиллитах. Причиной некоторого снижения магнезиальное хлорита в пласте Ач5 может быть накопление осадка в более мелководном бассейне, либо, если тело формировалось за счет свала, то осадок был несколько менее, чем в случае пласта Ач3.4, перемыт и достаточно быстро запечатан. Увеличение же магнезиальное от 20-30 до 50 % для пород-коллекторов одних и тех же скважин свидетельствует о том, что вторичные процессы развиваются аналогично вышележащему пласту.
Распространение карбонатов по пласту Ач5 подчиняется практически той же закономерности, что и в пласте Ач3-4- Прежде всего, это касается общего фона карбонатизации: содержание наиболее распространенного каль 24 цита составляет от 5 до 38 % (преимущественно 10-20 %). Доломит, анкерит и сидерит распространены по периферии песчаного тела пласта Ач5 (скв. 693, 670, 723). Содержание карбонатов достигает 45 % доломита в скв. 693; 35 % доломита и 36 % анкерита в скв. 670; 5 % сидерита в скв. 723. Последний выделен в общую группу с доломит-анкеритовыми образцами, поскольку не содержит кальцита, в то время как по разрезу выше и ниже указанных образцов развит кальцит и доломиты присутствуют в них лишь в качестве неопределяемой примеси (доломитизированный кальцит).
Результаты исследований по изучению набухания глинистых минералов
Для создания дисперсионной среды солевого раствора, на основании теоретических исследований, представленных во втором разделе, были выбраны соли карбоновых кислот. При диссоциации в воде они расщепляются на неорганический катион и органический анион. Катионы, вступая во взаимодействие с обменным комплексом глинистых минералов, снижают их набухание, а органический анион, содержащий в своем составе радикал, адсорбируется на местах сколов глинистых частиц и гидрофобизирует поверхность, капсулируя их и уменьшая толщину смачивающих пленок адсорбированной воды.
В процессе проведения опытов, в качестве сред набухания использовались растворы различной концентрации формиатов кальция и натрия, ацетатов кальция, калия и натрия и дистиллированная вода. Известно, что хлористый калий в сильной степени ингибирует набухание глинистых минералов и давно используется в практике бурения и капитального ремонта скважин, поэтому он исследовался в качестве раствора для оценки эффективности инги-бирования. В качестве испытуемого образца глинистых минералов использовалось цементирующее вещество пород коллекторов пласта А43.4, полученного из керна, отобранного в скважине 1-12-02 Ново-Уренгойского месторождения, сведения о его составе были представлены в первом разделе. В таблице 12 и на рисунках 17-23 представлены исходные и результирующие данные о процессе набухания в различных средах.
Предлагается для оценки реагентов ингибиторов набухания и диспергирования глинистых минералов использовать параметр, названный нами ин-гибирующая способность. Равный отношению разницы коэффициента набухания Кг образца минерала при набухании его в дистиллированной воде и аналогичного коэффициента при набухании в растворе реагента к значению этого коэффициента
Таким образом, если добавление реагента снижает способность глинистых минералов к набуханию по отношению к набуханию в дистиллированной воде, то значение его ингибирующей способности будет положительным, и чем больше реагент подавляет набухаемость образца, тем выше значение ингибирующей способности. Если же ввод какого-либо вещества будет способствовать набуханию, то значение ингибирующей способности его раствора будет иметь отрицательное значение.
На рисунке 24 представлена диаграмма, отражающая значения ингибирующей способности для растворов испытуемых солей концентрации 9,09 % вес.
На рисунке видно, что наибольшей ингибирующей способностью обладают растворы уксуснокислого калия. Анализируя диаграмму можно сделать вывод, что по степени подавления набухаемость катионы металлов можно расположить в следующий ряд K+ Ca2+ Na+, что согласуется результатами исследований других авторов [136, 147].
Влияние анионов на способность глинистых минералов к набуханию оказывает не столь однозначное действие как в случае с катионами. Из диаграммы представленной на рисунке 24 можно сделать вывод, что анионы располагаются в следующем ряду, аналогичном ряду катионов
Однако из таблицы 12 видно, что с повышением концентрации соли до примерно 10 % вес, степень влияния анионов муравьиной и уксусной кислот уравниваются. С дальнейшим повышением концентрации анион уксусной кислоты начинает оказывать большее влияние на ингибирование набухания глинистых минералов. По всей видимости, это связано со способностью анионов гидрофобизировать поверхность, т.к. в их составе содержится углеводородный радикал.
Таким образом, наиболее подходящей средой с точки зрения ингибиро-вания глинистых минералов, содержащихся в терригенных коллекторах нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, является раствор ацетата калия. На рисунке 25 представлены зависимости ингибирующей способности \/ и коэффициента набухания К2 глинистого цемента пласта Ач3.4 Ново-Уренгойского газоконденсатного месторождения от концентрации раствора ацетата калия.
Из представленной диаграммы видно, что зависимости, как ингибирующей способности, так и коэффициента набухания от концентрации ацетата калия в растворе представляются логарифмическим уравнением. То есть с увеличением концентрации раствора уменьшение коэффициента набухания и увеличение ингибирующей способности затухает.
В процессе проведения экспериментов по определению капиллярного давления исследованию подвергались растворы низших карбоновых кислот и хлорида калия, а также дистиллированная вода. В таблице 13 представлены результаты проведения опыта.
По полученным данным были построены зависимости изменения поверхностного натяжения от концентрации растворов исследуемых солей (рисунок 26).
Технология приготовления промывочной жидкости на основе ацетата калия
Известно, что применение полимерных растворов, и в особенности утяжеленных, требуют специфических условий приготовлений. Не верный подбор компонентов, технологии приготовления, способов смешивания и т. д., может отрицательно сказаться на ожидаемых результатах. Это явилось основанием разработки технологии приготовления промывочной жидкости для вскрытия продуктивных горизонтов с использованием ацетата калия.
При проведении экспериментальных исследований было установлено, что наиболее эффективно приготовление рекомендуемого раствора по следующей технологической схеме: растворение феррохромлигносульфоната заданной концентрации, ввод расчетного количества мраморной крошки, обработка раствора полимерами и затем добавление уксуснокислого калия.
В таблице 18 представлено соотношение компонентов предлагаемой промывочной жидкости, с технологическими параметрами, приведенными в разделе 3.
Для приготовления раствора в промысловых условиях заранее заложены требования по использованию стандартного оборудования по приготовлению и очистке бурового раствора.
Буровой раствор рекомендуется готовить по следующей технологии. В перемешивающее устройство заливается 1/3 необходимого объема воды. Растворяется расчетное количество феррохромлигносульфоната и засыпается мраморная крошка. Для завершения адсорбции ФХЛС на поверхности утяжелителя необходимо постоянное перемешивание в течение получаса. В качестве перемешивающего устройства желательно использовать глиномешалку или другое устройство с невысоким энергетическим воздействием.
В остальную часть воды с помощью гидроэжекторного смесителя вводятся Xanthan Gum и Tylose Е 29651, смесь перемешивается в течение 1-2 часов до постоянных реологических параметров. После окончания растворения полимерных реагентов, полученный раствор смешивается с первой частью промывочной жидкости. Перемешивание производиться до равномерного распределения частиц мраморной крошки по всему объему раствора. На последнем этапе вводится уксуснокислый калий.
Отбирают пробу бурового раствора, замеряют его параметры, после чего обрабатывают промывочную жидкость полимерными реагентами, либо разбавляют технической водой, или раствором ацетата калия до получения требуемых параметров промывочной жидкости, предназначенной для вскры тия продуктивных пластов.
В процессе бурения осуществляется постоянный контроль параметров бурового раствора. При отклонении производятся соответствующие технологические работы по их регулированию в соответствии с указаниями, представленными в таблице 19.
На всех стадиях работ необходимо руководствоваться «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», С.-Петербург, 2003.
Изложенные в разделе 3 результаты экспериментальных исследований явились основанием внедрения предлагаемой рецептуры бурового раствора для вскрытия продуктивных горизонтов А45 на скважине 2-25-03 Восточно-Уренгойского месторождения. Продуктивные горизонты представлены переслаиванием песчаников мелкозернистых, алевролитов и глин. Их залегание 3600-3700 м.
Вскрытие осуществлялось в условиях обеспечивающих регламентируемую репрессию. Ввиду большой потери мраморной крошки при очистке раствора центрифуга не использовалась вообще, а илоотделитель включался периодически при повышении вязкости промывочной жидкости.
За время бурения и крепления скважины раствор имел стабильные показатели свойств во времени. Его фильтрационные и структурно-реологические показатели практически не изменялись при поступлении выбуренной породы и пластовых флюидов.
Расход химических реагентов и материалов не превышал нормы. Скважина была закончена без осложнений процесса бурения. Результаты испытаний показали, что опытная скважина отличается от базовых по следующим показателям, представленным в таблице 20.
Результаты опытно-промышленного внедрения показали перспективность использования разработанной рецептуры безглинистой биополимерной промывочной жидкости на основе раствора ацетата калия.
