Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Аналитический обзор 8
1.1. Анализ текущих горно-геологических условий месторождений Западной Сибири 8
1.2. Основные критерии качества вскрытия нефтяных продуктивных отложений 12
1.3. Технологические жидкости для бурения и первичного вскрытия продуктивных пластов горизонтальными и наклонно-направленными скважинами 21
1.4. Технологические жидкости заканчивания скважин 23
1.5. Постановка задачи исследований 29
ГЛАВА 2. Методики, приборы и оборудование экспериментальных исследований 33
2.1. Плотность технологической жидкости 33
2.2. Условная вязкость бурового раствора 34
2.3. Определение структурно - механических и псевдопластических свойств технологической жидкости 34
2.4. Определение смазочных свойств добавок и буровых растворов по стандарту АНИ 41
2.5. Определение поверхностно-активных свойств добавок и фильтратов буровых растворов 42
2.6. Показатель увлажняющей способности 43
2.7. Определение динамической фильтрации (скорости фильтрации) технологических жидкостей 43
2.8. Экспериментальная оценка закупоривающего действия жидкой фазы (фильтрата) бурового раствора 45
ГЛАВА 3. Разработка новых промывочных жидкостей для бурения, первичного и вторичного вскрытия 49
3.1. Разработка технологической жидкости для бурения и первичного вскрытия продуктивных пластов горизонтальными участками 49
3.2. Аналитическая оценка технологических жидкостей для бурения наклонно-направленных скважин и первичного вскрытия продуктивных горизонтов юрских отложений Западной Сибири (на примере Аригольского месторождения) 61
3.3. Расчет технологических параметров промывочной жидкости для условия безаварийной проводки наклонно-направленной скважины и сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов 69
3.4. Выбор и обоснование компонентного состава и свойств технологических жидкостей для вторичного вскрытия и глушения скважин 77
3.5. Исследования влияния универсальных технологических жидкостей заканчивания на углеводородной основе на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов 92
ГЛАВА 4. Оценка промысловой эффективности применения буровых растворов и жидкостей заканчивания при строительстве скважин 96
4.1. Технологические особенности и эффективность применения технологических жидкостей «БУРВИС» и «ПОЛИБУР» при бурении горизонтальных и наклонно-направленных скважин 96
4.2. Промысловые испытания и внедрение жидкости для перфорации и консервации скважин ОАО «Славнефть- Мегионнефтегаз» 110
5. Основные выводы и рекомендации 121
6. Литература 123
7. Приложения 130
- Анализ текущих горно-геологических условий месторождений Западной Сибири
- Определение структурно - механических и псевдопластических свойств технологической жидкости
- Разработка технологической жидкости для бурения и первичного вскрытия продуктивных пластов горизонтальными участками
- Технологические особенности и эффективность применения технологических жидкостей «БУРВИС» и «ПОЛИБУР» при бурении горизонтальных и наклонно-направленных скважин
Введение к работе
В настоящее время Западная Сибирь остается ведущим российским топливным регионом с суммарными запасами нефти свыше 20 млрд. тонн [1]. Так, в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО), в эксплуатации находятся более 400 месторождений, продуктивные пласты (группы АВЬ АВ2, БВ5, БВ6) которых интенсивно эксплуатируются, что приводит к снижению пластовых давлений, увеличению горного давления в приствольной зоне пласта скважин и осложнению горно-геологических условий при строительстве новых скважин.
Кроме того, при бурении и вскрытии продуктивных пластов юрских отложений (ЮБ]), расположенных на больших глубинах и как, правило с низкой проницаемостью, предъявляются повышенные технико-технологические требования к технологическим жидкостям при первичном и вторичном вскрытии коллекторов.
Важной при бурении остается проблема обеспечения устойчивости верхнележащих глинистых разрезов ствола скважины. Вследствие диспергирования неустойчивых глинистых отложений увеличивается расход химреагентов на обработку бурового раствора, увеличиваются объемы отходов бурения, загрязняются продуктивные пласты. Затраты времени на борьбу с осложнениями (осыпи, обвалы горных пород, прихваты бурового инструмента, поглощения) могут составлять до 25 % от общего календарного времени бурения [2].
В то же время определяющей при строительстве скважины остается задача сохранения при первичном и вторичном вскрытии потенциальных возможностей продуктивных залежей с целью получения максимальных дебитов углеводородного сырья.
Поэтому разработка и внедрение технологических жидкостей обеспечивающих при бурении устойчивость глинистых разрезов и максимальное сохранение продуктивности при первичном и вторичном вскрытии продуктивных пластов нефтяных скважин на месторождениях Западной Сибири является актуальной.
Цель и задачи.
Повышение эффективности и качества строительства скважин, сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов путем разработки и внедрения технологических жидкостей для бурения, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов юрских отложений Западной Сибири.
Основные задачи исследований.
1. Анализ текущих горно-геологических условий и особенностей
залегания юрских продуктивных отложений на примере Аригольского
месторождения ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».
2. Разработка рецептуры промывочных жидкостей на водной
основе для первичного вскрытия низкопроницаемых продуктивных
пластов группы ЮВі горизонтальными участками скважин.
Научное обоснование технологических параметров и разработка рецептуры промывочной жидкости на водной основе из условия безаварийной проводки наклонно-направленных скважин и сохранения коллекторских свойств юрских отложений на примере Аригольского месторождения ОАО «СН-МНГ».
Разработка методики выбора оптимальных параметров, научное обоснование подбора компонентов и разработка рецептуры технологической жидкости на углеводородной основе для вторичного вскрытия продуктивных коллекторов.
5. Определение технико-экономической эффективности
применения промывочных жидкостей для бурения наклонно-
направленных и горизонтальных стволов, а также технологических
жидкостей заканчивания при строительстве нефтяных скважин на
месторождениях ОАО «СН-МНГ».
Научная новизна.
1. На примере Аригольского месторождения впервые научно разработана методика выбора технологических параметров промывочных жидкостей для безаварийной проводки наклонно-направленных и горизонтальных скважин на высокооглинизированные и низкопроницаемые коллектора юрских отложений.
2. Разработана новая промывочная жидкость на водной основе для
бурения горизонтальных участков скважин - биополимерная система
«БУРВИС», отличающаяся низкими значениями величин межфазного
натяжения на границе водного фильтрата и углеводорода, высокими
структурно - реологическими, псевдопластичными и смазочными
свойствами.
Подана заявка на изобретение «Безглинистый буровой раствор» № 2006112803/03 от 17.04.2006 и получено положительное решение ФГУ ФИПС.
3. Для бурения наклонно-направленных скважин разработан
высокоингибирующий биополимерный раствор «ПОЛИБУР»,
обеспечивающий повышенную устойчивость верхнележащих глинистых
разрезов ствола скважины и сохранение коллекторских свойств при
первичном вскрытии низкопроницаемых продуктивных пластов юрских
отложений в Западной Сибири.
4. Научно обоснованы и разработаны технологические жидкости
на углеводородной основе - новые составы «VIP» для вторичного
вскрытия продуктивных пластов, позволяющие применять их в пластах
с низкой проницаемостью, пониженными (на 20 - 40 %) текущими
пластовыми давлениями и высокой пластовой температурой без потери
продуктивности.
Практическая значимость работы и реализация
результатов
Использование разработанной технологии приготовления и применения безглинистого биполимерного раствора «ПОЛИБУР» позволило осуществить на месторождениях ОАО «СН-МНГ» безаварийное бурение на юрские отложения более 90 наклонно-направленных скважин с сохранением их коллекторских свойств.
Разработана технология приготовления и применения биополимерного бурового раствора «БУРВИС», позволившего пробурить горизонтальные скважины различного диаметра протяженностью горизонтальных участков до 1200 м и осуществить при этом качественное вскрытие низкопроницаемых продуктивных пластов группы IOBj с дебитами превышающими базовую технологию в 1,2-1,5 раза. В период с 2004 по 2006 годы на растворе «БУРВИС» пробурено более 50 горизонтальных скважин.
Суммарный экономический эффект от использования разработанных технологических жидкостей «БУРВИС» и «ПОЛИБУР» на месторождениях ОАО «СН-МНГ» составил более 10,4 млн.рублей.
Разработаны и внедрены на месторождениях ОАО «СН-МНГ» технологические жидкости на углеводородной основе для глушения и вторичного вскрытия продуктивных пластов. Разработанные технологические жидкости на углеводородной основе «VIP» были успешно использованы для вторичного вскрытия продуктивных пластов с низкой проницаемостью (до 0,005 мкм ) с пониженными пластовым давлениями. Экономическая эффективность от внедрения разработанной технологии вторичного вскрытия на 31 скважине составила более 1,6 млн.рублей.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались:
на XII - ой межотраслевой научно - практической конференции «Восстановление производительности нефтяных и газовых скважин» в г. Анапе 26-30 мая 2003 г.,
межотраслевой научно - практической конференции молодых ученых и специалистов « Пути повышения эффективности техники и технологии строительства, эксплуатации и ремонта нефтегазовых скважин» в г. Краснодаре 14-18 февраля 2005 г.,
на ХХ-ой юбилейной межотраслевой научно - практической конференции по основным проблемам строительства и ремонта скважин «Современная техника и технология заканчивания скважин» в г. Анапе 2-7 октября 2006 г.,
Анализ текущих горно-геологических условий месторождений Западной Сибири
Аригольское месторождение непосредственно связано с Западно Вахским и Воскресенским поднятием. Западно-Вахское поднятие по отражающему горизонту "Б" представляет собой брахиантиклинальную складку север-северо-восточного простирания, сочленяющуюся на север-северо-восточном погружении через малоамплитудную седловину с Воскресенским куполовидным поднятием. Размеры Западно-Вахского поднятия по оконтуривающей изогипсе -2200 м, - 2,5x1,2 км, амплитуда 20 м, Воскресенского - по изогипсе -2300 м - 1,5 х 2 км, амплитуда 25 м. Непосредственно на породах доюрского основания со стратиграфическим и угловым несогласием залегают отложения юрской системы, представленные нижним, средним и верхним отделами. Нижний и средний отделы охватывают отложения, накопленные в условиях континентального режима: весь разрез представлен в виде монотонного переслаивания песчано-алевритистых и глинистых разностей. Отложения этих отделов рассматриваются в составе одной заводоуковской серии, которую составляет тюменская свита. На полную толщину они вскрыты единичными скважинами, а чаще вскрывается только верхняя ее часть, содержащая продуктивный горизонт Ю2, Свита представлена сложным переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважин Аригольского месторождения приведена в табл. 1.1 и 1.2. Оценка технологии первичного вскрытия гранулярных пород-коллекторов состоит из определения соответствия технологических факторов и свойств бурового раствора горно-геологическим характеристикам пласта, которые представлены в табл. 1.3. Особенностью трещиновато-порового коллектора продуктивного пласта ЮВ1 Аригольского месторождения является его низкая проницаемость менее 20 мД и пониженное текущее пластовое давление - 160 атм. на глубине 2265 м по вертикали. Таким образом, репрессия при вскрытии коллектора может достигать 80-100 атм., что, естественно, усиливает процессы фильтрации жидкой фазы бурового раствора. Для успешного воздействия на пласт прежде всего требуется точное определение параметров бурового раствора, регулирующих конечную продуктивность скважины. По разным оценкам доля первичного вскрытия в снижении продуктивности скважин составляет от 70 до 80%. Кроме того, в данном случае можно предполагать сравнительно небольшой вклад процесса цементирования в ухудшение коллекторских свойств, вследствие его кратковременности и уже имеющегося экрана в призабойной зоне после сравнительно длительного первичного вскрытия. Следовательно, необходимо рассмотреть направления модернизации параметров бурового раствора в целях обеспечения более качественного первичного вскрытия продуктивного пласта, а значит, и всего цикла заканчивания скважин в целом. Бурение наклонно-направленных скважин на Аригольском месторождении осуществляется турбинным способом. Отклонение скважин достигает 1500 м; кривизна по зенитному углу набирается при бурении кондуктора (0 - 400 м) с интенсивностью 1,5710 м и продолжается при бурении ствола под эксплуатационную колонну (до 35) до глубин 1800 - 1900 м, затем зенитный угол снижают, и ствол скважины по «падающей» траектории, достигает проектной отметки при его значении 15 - 20. Конструкции скважин на Аригольском месторождении однотипны и составлены из следующих колонн [ 3 ]: 1. Направление диаметром 324 мм и длиной до 50 м перекрывает неустойчивые четвертичные отложения, цементируется до устья и комплектуется из труб с резьбовыми соединениями ОТТМ. 2. Кондуктор диаметром 245 мм и длиной 400-450 м перекрывает неустойчивые, склонные к осыпям и обвалам породы люлинворской свиты после их вскрытия, что требует проработок ствола в этом интервале. Кондуктор комплектуется из труб с резьбой ОТТМ и цементируется до устья. В интервале бурения под кондуктор выполняется набор кривизны наклонно-направленных скважин с глубин 100-150 м с максимальным зенитным углом 35. 3. Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на глубину 2300 м (по вертикали) и цементируется в эксплуатационных скважинах в две ступени с запланированным недоподъемом цементного раствора 300 м от устья скважины. Во всех случаях эксплуатационные колонны спускают с целью перекрытия продуктивного пласта IOBj. Проблема увеличения дебита скважин в условиях падающей добычи остро стоит для большинства нефтегазовых компаний России. Как свидетельствуют данные [ 1,2], что за последние 20 лет средние российские запасы новых нефтяных и газовых месторождений уменьшились в 4 раза, доля крупных месторождений среди вновь открытых снизилась до 10%, значительно ухудшились коллекторские свойства продуктивных горизонтов, качественный состав насыщающих их флюидов. В связи с этим последние несколько десятилетий идет активный поиск эффективных технологий увеличения коэффициента извлечения и темпа отбора нефти в условиях истощенных месторождений. К таким технологиям, нашедших широкое распространение является бурение горизонтальных (ГС), разветвленно-горизонтальных (РГС) и многозабойных (МЗС) скважин, а также боковых стволов (БС) из старого фонда скважин.
Одним из факторов, значительно ухудшающим продуктивность нефтяных скважин, является контакт бурового раствора с продуктивным пластом во время его бурения. В этом случае происходит кольматация призабойной зоны пласта твердой фазой бурового раствора; проницаемая зона блокируется фильтратом бурового раствора; происходит физико-химическое взаимодействие фильтрата промывочных жидкостей, как с пластовыми флюидами, так и с породами пласта и т.п. Поэтому решение вопроса выбора рецептуры бурового раствора, обеспечивающего минимальное негативное воздействие на пласт, весьма актуально.
Современные представления о влиянии промывочных жидкостей на призабойную зону продуктивных пластов и требования, предъявляемые к свойствам буровых растворов, изложены в фундаментальных работах Э.Г. Кистера, Грей Дж. Р., Дарли Г.С.Г, А.И. Пенькова, и др. [4-8, 25-33].
Традиционные глинистые растворы не всегда подходят для для вскрытия продуктивных отложений горизонтальными участками и боковыми стволами. Как известно, что эмульсионные растворы и растворы на нефтяной основе в наибольшей степени удовлетворяют сохраняют продуктивный пласты за счет высоких гидрофобизирующих и поверхностно-активных свойств, однако экологические аспекты и плохая транспортирующая и выносящая способности препятствуют широкому распространению рецептур промывочных жидкостей на углеводородной основе. Поэтому всю большую популярность при бурении боковых стволов, проводке наклонно-направленных и горизонтальных скважин широкое применение нашли безглинистые буровые растворы на основе полисахаридных реагентов таких как полианионная целюлоза, гидрогели гидроксиэтилцеллюлозы, биополимеры, а также системы на основе полиалкиленгликолей [9-19].
Определение структурно - механических и псевдопластических свойств технологической жидкости
Западная Сибирь является ведущим российским топливным регионом. В настоящее время в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО) в эксплуатации находятся более 400 месторождений, продуктивные пласты которых интенсивно эксплуатируется, что приводит к снижению пластовых давлений, увеличению горного давления в приствольной зоне пласта скважин и осложнению горно-геологических условий при строительстве новых скважин по уплотняющей сетке. В то же время, при бурении и вскрытии продуктивных пластов (ІОБі) юрских отложений расположенных на больших глубинах и имеющих низкую проницаемость, к технологическим жидкостям бурения и заканчивания скважины предъявляются повышенные требования по исключению негативного влияния на продуктивность вскрываемых коллекторов. При проводке скважины в этих условиях важной остается проблема обеспечения устойчивости глинистых разрезов ствола скважины, при диспергировании которых увеличиваются объемы отходов бурения, повышается расход химреагентов на обработку и стабилизацию параметров бурового раствора, увеличиваются затраты времени на борьбу с осложнениями (осыпи, обвалы горных пород, прихваты бурового инструмента, поглощения), загрязняются продуктивные пласты.
Анализ текущих горно-геологических условий и особенностей залегания юрских продуктивных отложений на примере Аригольского месторождения ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» и аналитический расчет технологической эффективности промывки наклонно-направленных скважин и качества вскрытия продуктивных коллекторов юрских отложений на базовых полимер - глинистых буровых растворах указывают на необходимость разработки высокоингибирующей технологической промывочной жидкости на водной основе из условия безаварийной проводки и максимального сохранения коллекторских свойств нефтяных пластов группы ЮВ].
Актуальной является разработка и обоснование новых показателей технологических параметров биополимерной технологической жидкости на водной основе для первичного вскрытия низкопроницаемых продуктивных пластов юрских отложений горизонтальными участками скважин.
Анализ промысловой информации по заканчиванию скважин также показывает, что основные эксплуатационные показатели сильно зависят от типа жидкости при глушении и перфорации продуктивных пластов. Особенно большие изменения характеристик скважин и ПЗС происходят во время первых операций по перфорации пласта. Поэтому становится очень важным вопрос выбора технологических параметров (плотность, объем) и типа жидкости перфорации. Превышение значений требуемых параметров жидкости перфорации приводит к увеличению объемов проникновения жидкости перфорации в пласт, следовательно, и к увеличению уровня отрицательного воздействия на него.
Следующим важным вопросом является подбор состава жидкости перфорации, не приводящего к необратимым изменениям коллекторских характеристик ПЗС. Однозначного решения подобного вопроса получить невозможно, так как тип жидкости должен выбираться индивидуально для каждого объекта разработки. На практике в большинстве случаев этому вопросу не уделяется должного внимания и повсеместно применяются водные растворы неорганических солей кальция и натрия. Вывод о возможности применения конкретных составов в качестве жидкости перфорации делается только на основании комплексных лабораторных и промысловых исследований по изучению влияния состава на свойства ПЗС и откачиваемой продукции скважины.
Анализ имеющихся материалов по различным нефтегазовым регионам показывает, что несмотря на определенный прогресс в проведении мероприятий по заканчиванию скважин, имеется ряд вопросов не получивших пока решения. В частности, не полностью решены вопросы перфорации скважин с в условиях АНПД [45].
Анализ применяемых жидкостей для заканчивания скважин, а также причин, ухудшающих фильтрационные свойства коллектора, показывают, что одним из наиболее перспективных направлений является применение недорогих систем на основе товарной нефти. Однако нефть имеет низкую плотность, что в случае ее совместного применения с водными системами из-за гравитационного замещения из-за разности плотностей приводит к проникновению в зону перфорации водного раствора и снижению фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта.
В этой связи важна разработка технологически несложных и эффективных жидкостей для заканчивания скважин с использованием новых перфорационных систем на основе пластовых углеводородов, обладающих регулируемой в широком диапазоне плотностью и структурно-механическими характеристиками. Основными направлениями исследований являются те, которые обеспечат выполнение основных требований, отмеченных выше. Это регулирование вязкостных и фильтрационных свойств во всем интервале плотности, что позволит ограничить проникновение жидкости в продуктивный пласт. Важным направлением исследований является изучение совместимости разрабатываемых жидкостей с пластовыми флюидами с точки зрения образования нерастворимых осадков, способных закольматировать продуктивный пласт. На всех этапах исследований наряду с технологической эффективностью целесообразно проводить технико-экономическую оценку эффективности применения новых технологических жидкостей при бурении наклонно-направленных и горизонтальных стволов, а также технологических жидкостей при глушении и вторичном вскрытии нефтяных скважин на месторождениях ОАО «СН-МНГ».
Разработка технологической жидкости для бурения и первичного вскрытия продуктивных пластов горизонтальными участками
Для бурения под направление и кондуктор проектом предусматривается использовать полимер - глинистый раствор с предыдущей скважины, или завезенный с последней скважины предыдущего куста. Раствор нарабатывают добавлением бентонитового порошка, пресной технической воды и химреагентов. Основные требования к буровому раствору для бурения под эксплуатационную колонну следующие: - обеспечить максимально возможную механическую скорость бурения; - обеспечить полный вынос шлама; - сохранить устойчивость стенок скважины; - избежать осложнений и аварии (прихваты, затяжки, посадки и заклинки бурильного инструмента). При бурении под эксплуатационную колонну плотность раствора следует поддерживать на минимальном уровне (на сколько позволяет устойчивость стенок скважины) для обеспечения максимальной скорости проходки. Пластическая вязкость раствора должна быть как можно более низкой для снижения потерь давления, в то время как динамическое напряжение сдвига следует поддерживать на уровне не менее 40 дПа для обеспечения качественной очистки ствола скважины. При проявлении признаков обвала стенок скважины рекомендуется увеличить плотность и вязкость раствора и снизить водоотдачу. Буровой раствор для первичного вскрытия продуктивного пласта должен отвечать следующим основным требованиям: - раствор должен иметь низкую водоотдачу (5-6 см3/30мин) и формировать тонкую корку на стенках скважины; - смазывающие свойства и другие параметры раствора должны обеспечивать безаварийное нахождение бурильной колонны без движения в интервале продуктивного пласта длительное время (1,5-2 часа); - фильтрат должен иметь низкое поверхностное натяжение и обладать обратимой гидрофобизирующей способностью по отношению к поверхности поровых каналов пласта; - время, в течение которого буровой раствор находится в контакте с поверхностью вскрываемого бурением пласта, должно быть как можно меньше; - репрессия на пласт от гидростатического столба раствора должна быть минимальной и в то же время должна отвечать требованиям Правил безопасности в НГП; - импульсы гидродинамического давления при спуско-подъемных операциях и возобновлении циркуляции раствора должны быть минимальные; - количество спуско-подъемных операций, связанных со сменой долота или забойного двигателя, должно быть минимальным; - формирующиеся в процессе первичного вскрытия пласта зоны проникновения фильтрата и кольматации должны иметь малую глубину. Строительство скважин по настоящему рабочему проекту предусмотрено в зонах Аригольского месторождения, где текущие пластовые давления ниже гидростатического. Поэтому к свойствам бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта предъявляются повышенные требования. Предусмотренная проектом конструкция скважины (со спуском кондуктора на глубину 1200 м) позволяет производить бурение под эксплуатационную колонну и первичное вскрытие продуктивного пласта с использованием бурового раствора, отвечающего перечисленным выше требованиям. В первом варианте предусматривается применение ингибированного хлоркалиевого бурового раствора, во втором варианте - полимер -глинистого бурового раствора. Для аналитического расчета влияния реального бурового раствора на качество первичного вскрытия продуктивного пласта юрских отложений нами был использован полимер - глинистый буровой отобранный со скважины № 527 куст 11 Аригольского месторождения с параметрами, представленными в табл. 3.8.
Аналитический расчет влияния типа и параметров промывочной жидкости на изменение коэффициента восстановления проницаемости нами выполнен согласно ранее указанной зависимости для глинистых растворов, предложенной А.И. Пеньковым [8].В расчетах коэффициента восстановления проницаемости использовались усредненные значения радиуса фильтрации (гф = 0,48 м), проницаемости (Кпр=14 мД) и пористости (ф = 14%), полученные по результатам геофизических исследований скважин на Аригольском месторождении.
На натурных кернах Аригольского и Южно-Локосовского месторождений проведены стендовые испытания по влиянию базовых технологических жидкостей на качество заканчивания скважин в соответствии с РД 39-0147001-742-92 [21] и РД 39-0147009-85 [22] в основе, которых лежит математический аппарат закона Дарси. Полученные лабораторные результаты влияния полимер-глинистого бурового раствора на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов юрских отложений приведены в табл. 3.9.
На основании полученных результатов можно сделать следующие выводы скорость фильтрации полимер - глинистого бурового раствора в натурные керны Аригольского и Южно -Локосовского месторождений находятся на уровне 4 х Ш6 м/с, что обеспечивает коэффициент восстановления проницаемости по фильтрату бурового раствора на уровне 60 % при радиусе зоны обводнения пласта фильтратом 0,6-0,7 м. Все это приводит к потери дебита на 20% от потенциально возможного. Расчетный показатель относительной продуктивности составил 0,75-0,83.
Технологические особенности и эффективность применения технологических жидкостей «БУРВИС» и «ПОЛИБУР» при бурении горизонтальных и наклонно-направленных скважин
Практика эксплуатации нефтяных и газовых месторождений показывает существование целого ряда проблем, связанных с качеством глушения при заканчивании и ремонте скважин. Основной проблемой является то, что после глушения солевыми растворами освоение скважины часто сопровождается длительным выводом на режим. Кроме того, некачественное глушение скважин приводит к повторным глушениям, требующим дополнительных простоев ремонтных бригад.
По промысловым данным ОАО "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" на месторождениях Западной Сибири среднее время освоения после ремонта скважин, заглушённых водным солевым раствором, составляет от 1 до 5 суток, а время выхода их на режим работы, предшествующий ремонту, достигает 40 - 50 суток. При этом общий недобор нефти за период освоения и выхода скважины на режим составляет около 400 - 600 тонн на одну скважино-операцию по ремонту. Для низкопроницаемых пластов показатели добычи, предшествующие ремонту, иногда не достигаются даже после длительной эксплуатации.
Основными требованиями, предъявляемыми к жидкостям глушения (ЖГ), являются успешное глушение скважин, минимизация потерь времени при выводе на режим и сохранение фильтрационных свойств пласта-коллектора. С физико-химической точки зрения идеальная жидкость глушения должна отвечать условиям пласта по термостабильности, обладать реологическими свойствами, предотвращающими ее проникновение в матрицу продуктивных пород под действием столба основной ЖГ. Очевидно, что с позиции сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта, применение для глушения и вторичного вскрытия товарной нефти является наилучшим вариантом. Однако нефть не отвечает вышеуказанным требованиям, поскольку имеет низкую плотность, и в случае совместного ее применения с водными системами происходит гравитационное замещение, сопровождающееся проникновением в зону перфорации водного раствора и снижением фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта.
С целью решения вышеуказанных проблем и выполнения обозначенных условий глушения скважин нами разработана и внедрена универсальная технологическая жидкость VIP (viscosifier petroleum). Универсальная технологическая жидкость VIP выпускается согласно ТУ 2458-243-00147001-2002 и представляет собой псевдопластичную, практически не фильтрующуюся в пластовых условиях жидкость гелеобразного вида, основой которой является товарная нефть или стабильный газовый конденсат. [65,66] Основные физико-химические свойства VIP представлены в таблице 4.12.
Преимуществами данной системы являются: -возможность регулирования плотности жидкости на основе нефти в широком диапазоне; - полное сохранение дебитов скважин после ремонта; -обеспечение исключительного блокирующего эффекта (отсутствие фильтрации в пласт); - легкость приготовления (система может приготавливаться как в стационарных условиях, так и непосредственно на скважине); -возможность применения в скважинах с высокими фильтрационно-емкостными свойствами в условиях АНПД; -сохранение стабильности при пластовой температуре до 120 С. Основным отличием универсальной технологической жидкости VIP от применяемых в настоящее время технологических жидкостей (эмульсий, рассолов, загущенных систем на полисахаридной основе и др.) является создание высокого блокирующего эффекта за счет значительного увеличения эффективной вязкости в забойных условиях (до 3200мПа-с), что исключает его инфильтрацию и обеспечивает полное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта вне зависимости от геолого-технических условий в скважине, в том числе, при АНПД и высокой проницаемости пласта. Другой важной особенностью предлагаемого углеводородного состава является возможность увеличения удельного веса до 1,2 г/см3, что позволяет использовать его в малых объемах (2-4 м3) для заполнения, например, только зоны продуктивного пласта. Выше интервала перфорации в скважине находится любая технологическая жидкость меньшей плотности, при этом исключается всплытие VIP и перемешивание жидкостей. Ниже приведены промысловые данные по использованию VIP при выполнении различных технологических операций. При участии специалистов ОАО "НПО "Бурение" успешно проведены работы с использованием VIP при ремонте и заканчивании скважин в ОАО «Славнефть - Мегионнефтегаз» [63,68]. На скважинах № № 693 и 1080 куста 27 Мегионского месторождения и № 309 куста 10 Северео-Ореховского месторождения ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз" произведено глушение с применением состава УТЖ VIP. Геолого-технические данные по скважинам представлены в таблице 4.14. В скважинах проведена кумулятивная перфорация при депрессии на пласт в среде товарной нефти. Снижение уровня производилось с помощью передвижной азотной установки СД9/101М. С целью сохранения продуктивности скважины при ее глушении для спуска насосной установки использовалась УТЖ У1Р(рис. 4а). После записи КВУ скважину долили нефтью с плотностью 0,85 г/см и произвели закачку УТЖ VIP в НКТ-73мм в объеме 0,5 м3, продавили товарной нефтью в объеме труб НКТ. Затем загерметизировали устье, оставили скважину на осаждение раствора УТЖ VIP в интервал продуктивного пласта на 0,5 часа. Далее через трубное пространство над интервалом продуктивного пласта промыли скважину "сеноманской" водой с удельным весом 1,015 г/см3. Убедившись в отсутствии перелива, подняли НКТ и спустили насосную установку. С момента закачки УТЖ VIP в интервал перфорации до момента запуска насоса в работу прошло 48 часов. На скважине №1080 Мегионского месторождения после проведения перфорационных работ в углеводородной среде был получен непереливающий приток нефти с дебитом с дебитом 5,4 м3/сут. Затем в скважине выполнили ГРП и с целью сохранения полученной производительности произвели щадящее глушение скважины с применением УТЖ VIP.
Похожие диссертации на Разработка и внедрение технологических жидкостей для бурения, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов юрских отложений на месторождениях Западной Сибири
