Содержание к диссертации
Введение
1 Фильтрационно-емкостные и петрофизические свойства коллекторов месторождений разрабатываемых оао "сургутнефтегаз" 9
1.1 Литолого-фациальные и коллекторские свойства продуктивных пластов 9
1.2 Коллекторские свойства и нефтеносность отложений 11
1.3 Краткая литологическая характеристика пород продуктивных пластов Сургутского свода , 15
1.4 Поверхностные свойства пород. Смачиваемость 27
Выводы по разделу 34
2 Методика проведения исследований техноло- гических жидкостей на фильтрационные свойства пласта 35
2.1 Ингибирование глинистых пород в растворах полимеров 38
2.1. 1 Разработка экспресс-метода оценки и исследования набухания глинистых пород 39
2.2 Оценка влияния физико-химических взаимодействий 44
2.2.1 Методика определения поверхностного натяжения методом вращающейся капли 46
2.2.2 Метод определения смачиваемости 48
2.3 Оценка влияния технологических жидкостей на снижение фильтрационных характеристик 49
2.3.1 Методика по определению влияния технологических жидкостей на модель призабойной зоны пласта 50
Выводы по разделу 50
3 Результаты исследований влияния буровых растворов на коллекторские свойства продуктивных пластов 52
3.1 Результаты исследований ингибирующих свойств растворов 52
3.2 Результаты исследований физико-химических свойств растворов... 76
3.3 Результаты исследований свойств буровых растворов 79
3.4 Результаты экспериментальных исследований влияния технологических жидкостей на изменение коллекторских свойств 89
Выводы по разделу 92
4 Разработка метода дифференцированной оценки качества вскрытия пластов 93
4.1 Анализ существующих классификаций коллекторов нефти и газа ... 93
4.2 Классификация коллекторов нефти и газа 99
4.3 Метод дифференцированной оценки качества вскрытия пластов . 103
Выводы по разделу 106
5 Комплекс методических и технологических решений первичного вскрытия низкопроницаемых пластов 107
5.1 Прогнозная оценка повреждения пласта за счет отрицательного влияния буровых растворов на проницаемость пористой среды 107
5.2 Разработка рецептуры ингибированного бурового раствора для обеспечения сохранности проницаемости пласта 111
5.3 Эколого-экономическая оценка комплекса технологических решений 120
5.3.1. Экономическая оценка технологических решений 120
5.3.2. Экологическая оценка технологических решений 124
Выводы по разделу 130
Основные выводы и рекомендации 131
Список использованных источников 132
Приложение: А (Графики распределения литолого- 145
петрофизических параметров)
Б (Динамика изменения скорости набухания 148
глиноматериалов в различных средах)
В (Значение коэффициента восстановления 152
проницаемости)
- Краткая литологическая характеристика пород продуктивных пластов Сургутского свода
- 1 Разработка экспресс-метода оценки и исследования набухания глинистых пород
- Результаты исследований ингибирующих свойств растворов
- Анализ существующих классификаций коллекторов нефти и газа
Введение к работе
Актуальность проблемы. Сургутский нефтегазоносный район является одним из крупнейших в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Структура ресурсной базы нефтедобычи не является исключением из общих правил, и поэтому наибольшим распространением пользуются залежи трех групп.
В первую очередь, и в течение довольно длительного периода, основная доля добычи в ОАО «Сургутнефтегаз» обеспечивалась за счет разработки первой группы месторождений, которая характеризуется хорошими фильтрацион-но-емкостными свойствами и высокими дебитами скважин. В настоящее время залежи первой группы, к которым относятся Федоровское (пласт БСю), Западно-Сургутское (пласт БСі, БС2,БСю) и ряд других месторождений, существенно выработаны.
Ко второй группе залежей относят газонефтяные (ГН) залежи, их фильтра-ционно-емкостные свойства достаточно хорошие, однако, не фтеизвлечение затрудняется из-за наличия разнофазных флюидов (нефть, газ, вода). В настоящее время газонефтяные залежи введены или вводятся в разработку, например, пласт АС4-8 Федоровского месторождения.
К третьей группе относятся залежи с низкими коллекторскими свойствами, освоение которых находится сейчас в начальной стадии, а условия нефтеизвле-чения отличаются от условий первых двух групп и характеризуется рядом технических, технологических и экономических ограничений.
Принципиальные изменения в структуре запасов углеводородного сырья, требования экономической целесообразности определили новую техническую политику в области бурения, связанную с повышением качества вскрытия продуктивных пластов и требующую обобщения опыта освоения и разработки новых перспективных технологий, обеспечивающих наиболее полное сохранение коллекторе ких свойств в период строительства скважин. Экономические условия функционирования нефтегазодобывающих предприятий предъявляют по-
5 вышенные требования к обоснованию любых практических действий по освоению месторождений, особенно с трудноизвлекаемыми запасами.
Проблема качественного вскрытия продуктивного пласта включает большой круг вопросов, хотя до настоящего времени понимается довольно ограниченно — главным образом уделяется внимание буровым растворам, минимально снижающим проницаемость призабойной зоны, и используется наиболее доступный для изменения фактор - обработка буровых и тампонажных растворов с целью снижения водоотдачи. Решение проблемы сдерживается в первую очередь отсутствием обоснованной методики оценки и управления качеством. Однозначного соответствия между результатами оценки качества и получаемым полезным эффектом не удовлетворяет ни одна из известных методик. В настоящее время в ОАО «Сургутнефтегаз» охвачены разработкой более 34 месторождений, каждое из которых представлено группой пластов (от 2 до 10), имеющих промышленное значение в области добычи нефти. Таким образом, определение в лабораторных условиях влияния на разрабатываемые геологические объекты всего многообразия технологических жидкостей, применяемых для строительства скважин, является актуальной задачей.
Цель работы. Повышение качества строительства скважин путем разработки и эффективного применения технологических жидкостей с учетом геологических условий.
Основные задачи исследований
Детальные исследования литолого-петрофизических свойств пород-коллекторов и определение приоритетных параметров для их классификации.
Разработка классификации пород-коллекторов для месторождений ОАО «Сургутнефтегаз».
Разработка требований к керновому материалу для проведения экспериментальных исследований по определению влияния технологических жидкостей на изменение коллекторских свойств неоднородных по разрезу пластов.
Исследование свойств технологических жидкостей, применяемых при строительстве скважин, и оценка их влияния на степень снижения проницаемости кернового материала различных групп коллекторов.
Разработка метода оценки снижения коллекторских свойств неоднородных пластов при воздействии технологическими жидкостями, используемыми при строительстве скважин.
Исследование и совершенствование составов полимерглинистых буровых растворов, обеспечивающих качественное вскрытие низкопроницаемых коллекторов.
Научная новизна
Научно обоснованы принципы и разработана классификация пород-коллекторов для месторождений ОАО «Сургутнефтегаз».
Научно обоснован метод количественной оценки неоднородности и прогнозирование снижения коллекторских свойств продуктивных пластов при строительстве скважин.
Определена приоритетность влияния поверхностного натяжения на границе нефть-фильтрат бурового раствора на нефтеотдачу терригенных низкопроницаемых коллекторов.
Практическая ценность работы
Проведенный комплекс теоретических и экспериментальных исследований, разработанные при этом методики позволили осуществлять выбор и рекомендовать применение буровых растворов для конкретных геологических условий, что повысило качество вскрытия продуктивных пластов и способствовало сохранению их потенциальной продуктивности;
Разработана рецептура ингибирующего бурового раствора, которая рекомендована для первичного вскрытия низкопроницаемых пластов (патент № 2203920);
Разработаны рекомендации, основные положения которых использованы при составлении следующих регламентирующих документов:
- РД 00137578-001-98. Буровые растворы для строительства пологих и
горизонтальных скважин (технологический регламент на приготовление, химическую обработку, очистку и природоохранные мероприятия);
РД 5753490-022-2000. Технологический регламент на бурение из обводненных и бездействующих эксплуатационных скважин боковых стволов с горизонтальным участком;
РД 314170706-027-2001. Технологический регламент на проектирование и строительство горизонтальных скважин;
- РД 5753490-034-2003. Методика лабораторных исследований раз
личных технологических жидкостей при их прокачивании через керн.
Внедрение разработанных руководящих документов способствовало совершенствованию технологии строительства скважин с целью повышения нефтеотдачи пластов.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на Международной научно-практической конференции «Энергосбережение при освоении и разработке месторождений Западно-Сибирского региона» (Тюмень; ЗапСибГазпром, 1997), на первой и второй Всероссийских научно-технических конференциях «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (Тюмень, ТюмГН-ГУ, соответственно, 1998 и 2000), Международной научно-практической конференции «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России» (Тюмень, ЗапСибГазпром, 1999), Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса» (Тюмень, ТюмГНГУ-ДООО «Бургаз», 2000), Российских научно-практических конференциях «Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в 21 веке» (Тюмень, СибНИИНП, 2000) и «Проблемы развития нефтяной про-
8 мышленности Западной Сибири» (Тюмень, СибНИИНП, 2001), Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2001), Международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2003), Межвузовских студенческих научных конференциях и конференциях молодых специалистов ОАО «Сургутнефтегаз», заседаниях и семинарах кафедр «Бурение нефтяных и газовых скважин» и «Ремонт и восстановление скважин» ТюмГНГУ.
Публикации. Основные положения диссертационной работы опубликованы в 21 печатной работе, в том числе одном патенте РФ.
Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 124 наименований работ отечественных и зарубежных авторов. Объем работы 165 страниц машинописного текста, 24 рисунка, и 16 таблиц и 3 приложения,
На различных этапах выполнения работы большую помощь и участие оказывали профессора, доктора технических наук Зозуля Г.П., Кузнецов Ю.С., Овчинников В.П., кандидаты технических наук Еланцева С.Ю., Лушпеева О.А., Паршукова Л.А., Усачев Е.А., Шенбергер В.М., опытные производственники Коровина Т.А., Лосева Н.Т., которым автор глубоко благодарен.
Особую искреннюю признательность и благодарность автор приносит научному руководителю Харламову Константину Николаевичу.
Краткая литологическая характеристика пород продуктивных пластов Сургутского свода
В пределах Сургутского свода основные залежи нефти и газа стратиграфически приурочены к отложениям юрской и меловой систем, Цитологически эти отложения представлены чередованием терригенных и глинистых пластов различной толщины и выдержанности по простиранию.
Терригенные осадки юры образовались в различной обстановке как морского, так и континентального генезиса. Меловые же коллектора, имеют преимущественно морское происхождение. Глинистые пласты играют роль покрышек для продуктивных залежей [7J. Породы-коллекторы, сформированные в различных условиях осадконакопления, отличаются степенью сортировки обломочных зерен, их размером, количеством и типом глинистого цемента, геометрией и структурой порового пространства. Эти факторы контролируют начальные фильтрационно-емкостные свойства коллекторов. При этом дифференциация по величине открытой пористости пород меньше зависит от условий седиментации отложений. Значительно большее влияние они оказывают на фильтрационные характеристики пород.
Юрская система. В составе юрских отложений основная продуктивность связана с песчаными породами тюменской и васюганской свит, а также с ба-женовскими битуминозными аргиллитами. Тюменская свита (нижняя и средняя юра) залегает в основании мезозойского осадочного чехла с угловым несогласием и перерывом на породах фундамента или их коре выветривания. Отложения тюменской свиты накапливались в условиях аллювиальных, озерных, озерно-болотных фаций. Основные объемы обломочного материала поступали с запада и юго-запада. Литологически свита представлена чередованием серо-цветных песчаников и алевролитов с аргиллитами. Средние толщины песчаных пластов составляют 2-5 м, а аргиллитовых - 4-7 м. Суммарная толщина песчаных прослоев от общей толщины свиты составляет около 40 %. Песчаные и глинистые пласты не выдержаны по простиранию и часто замещают друг друга. Из продуктивных пластов наибольший интерес представляют пласты ЮСг, ЮСз и последнее время - ЮСю-ц.
Представлены песчаники, в основном, мелкозернистыми разностями, хотя не исключены более крупнозернистые прослои с примесью мелко гравийного материала. Медианные размеры зерен колеблются в пределах 0,11-0,26 мм, составляя в среднем 0,15 мм. У алевритовых прослоев, также распространенных в пределах пласта, средние медианные размеры обломочных зерен составляют 0,07 мм. Отсортированность обломочного материала низкая, зерна плохо окатаны, особенно, у песчаных разностей. Широко распространены слоистые, лин-зовидно-слоистые текстуры.
Преобладают песчаники с полимиктовым составом обломков, но могут встретиться существенно кварцевые разности. В среднем содержание кварцевых зерен составляет 35 % при диапазоне изменения 30-50 %, полевого шпата — 30 % (25-40 %), обломков пород - 25 % (20-40 %). Всегда присутствует примесь слюд. Песчаники претерпели довольно значительные эпигенетические изменения, что выражается, главным образом, в их уплотнении и развитии вторичного минерал ообразования. Широко распространены процессы регенерации кварца, пиритизации полевых шпатов, гадратизации, сидеритизации слюд и общей пиритизации и сидеритизации пород. Из глинистых минералов наиболее широко происходило образование вторичного каолинита, а среди карбонатов чаще присутствуют кальцит и сидерит, прослоями в значительных количествах. Все это обусловило развитие сложных составов цементов, преимущественно вторичного генезиса. У пород-коллекторов преобладают конформно-регенерационно-пленочные типы цементации. Плотные разности песчаников имеют карбонатные цементы базального типа. Довольно типично для коллекторов этой свиты значительное содержание обугленных растительных остатков. На некоторых площадях песчаники характеризуются повышенными гидрофобными свойствами за счет битуминизации [8, 9, 10]. Плохая отсортированность обломочного материала и существенная эпигенетическая преобразованность пород обусловили низкие фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов. Открытая пористость, в среднем, со-ставляет 14 %, проницаемость - до 5-15 мкм 10" при высокой водоудержи-вающей способности - до 60 - 80 %.
В еасюганской свите (верхняя юра) песчаные продуктивные пласты (пласт ЮС і) приурочены к верхней ее части, формировавшейся в условиях мелководного моря. Выдержанность их по простиранию несколько улучшается. Текстуры более однородные. Слоистость нередко подчеркивается углисто-слюдистыми намывами и тонкими прослоями аргиллитов. Отсортированность обломочного материала средняя. Медианный размер обломков составляет 0,12-0,14 мм. Источники сноса, не претерпели существенных изменений, поэтому по петрографическому составу песчаники остаются, в основном, полимиктовыми, но содержание обломков пород уменьшается. Несколько отличается состав глинистых минералов в цементе песчаников. В нем наряду с преобладающим каолинитом, более заметную роль играют хлорит и гидрослюда. Процессы эпигенеза развиты в значительной степени. На фоне геостатического уплотнения пород, широко развиты процессы регенерации кварца и карбонатизации пород в целом. Особенно широко процессы эпигенеза протекали в наиболее крупнозернистых разностях песчаников. В силу этого коллекторские свойства пород васюганской свиты тоже низкие. Средние значения пористости составляют 16-18%, а проницаемость - единицы милидарси.
Баженовская свита, залегающая выше, представлена черными и темно-бурыми битуминозными аргиллитами, фациально приуроченными к глубоководным морским отложениям. Продуктивность их доказана в семидесятых годах и носит исключительно сложный характер. По вещественному составу породы, несмотря на название «аргиллиты», представляют собой сложные крем-нисто-карбонатно-глинисто-керогеновые комплексы, нередко в значительной степени пиритизированные и обогащенные остатками разнообразной микро-, макро- и ихтиофауны. Порода характеризуется своеобразной тонколистоватой текстурой, способной создавать емкостное пространство при благоприятных термобарогеохимических условиях, когда твердое органическое вещество, частично преобразуясь в углеводородный флюид с увеличением объема в 2 и более раза, расщепляет тонкие листоватые слойки. К сожалению, при подъеме керна на поверхность их емкостные свойства резко меняются за счет снижения давления вплоть до превращения породы в дресву. Из наиболее продуктивных частей разреза, зачастую, керн и вовсе не выносится. Практически все определения коллекторских свойств таких пород проведены на плотных образцах, отобранных из непродуктивных интервалов или по матрице коллектора, что не дает объективного представления о фильтрационно-емкостных свойствах пород продуктивных интервалов.
1 Разработка экспресс-метода оценки и исследования набухания глинистых пород
При взаимодействии глины с водой молекулы последней окружают поверхность кристаллов минерала, проникают между частицами в пачках и раздвигают их, происходит увеличение объема глины - она «набухает». Набухание предшествует пептизации глинистых материалов при приготовлении растворов и протекает в два этапа: первый - всасывание воды, второй - развитие процесса набухания. Набухание веществ изучается, преимущественно, по весовому количеству поглощенной жидкости, увеличению объема исходного вещества, количеству тепла, выделенного при набухании, и другими методами. Начальное набухание является внутрикристаллическим и зависит от энергии гидратации обменных катионов. На этой стадии набухания только одним граммом монтмориллонита связывается примерно 0,5 см3 НгО. При этом межслоевое расстояние увеличивается от 0,95 нм (для сухого материала) до 2 нм, соответствуя четырем слоям присоединенной воды. На следующей стадии (макроскопическое или вторичное набухание) Na-монтмориллонит поглощает примерно 10 см воды на 1г глины и увеличивает свой объем до 20 раз. Установлено, что внутри-слойное пространство такой глины в воде превышает 3 нм. По данным [41] в интервале значений 0,37-1,19 г поглощенной воды на 1г глины внутрислойное пространство составляет 1,9 нм, а межслоевое может достигать значений 4 нм. Причем с увеличением водопоглощения первые значения по интенсивности уменьшаются, а вторые - увеличиваются. При макроскопическом (вторичном) набухании внутрислойные промежутки увеличиваются от 3 нм до 13 нм, причем для моноионных минералов этот предел увеличивается. На величину набухания оказывают влияние не только обменные катионы, но и анионы. С увеличением заряда аниона набухание возрастает, что в основном обусловлено осмотическими процессами.
Нами величину набухания глин предлагается оценивать по увеличению объема исходного вещества методом К.Ф.Жигача, И.Б.Аделя и В.Д.Городнова, так как этот метод прост и широко применяется в производственной и научно-исследовательской практике [41]. Ингибирующие и капсулирующие свойства реагентов по отношению к глинистым породам нами предлагается оценивать по степени и скорости набухания на модифицированном приборе Жигача-Ярова [40].
С целью повышения точности получаемых результатов и надежности работы прибор был модифицирован в ТюмГНГУ совместно с АлНИ за счет уменьшения количества разъемных соединений. Принципиальная схема прибора представлена на рисунке 3. Принцип работы прибора достаточно прост. В цилиндр 5 между двумя бумажными фильтрами помещается проба глинопорошка 4. Проба уплотняется, после чего необходимо удостовериться в свободном движении поршня. Цилиндр 5 соединяется с крышкой 2, в которой устанавливается мессура 1 (индикатор часового типа ИЧ ГОСТ 577 — 68 [42]). Стрелку индикатора с помощью винта устанавливают в нулевое положение, затем прибор помещается в стакан 3 с внешней дисперсионной средой (раствор или вода) заданной концентрации в расчетном количестве. Жидкость 8 через отверстия в поршне 7 и в дне цилиндра 9 поступает к фильтровальной бумаге и к пробе глинопорошка, постепенно смачивая весь его слой.
Модернизированный прибор Жигача-Ярова: 1 - индикатор; 2 - крышка; 3 - стакан; 4 - глина; 5 - цилиндр; 6- шток; 7 — поршень; 8 — вода (раствор); 9 —, Начало смачивания слоя, определяемое по первоначальному отклонению стрелки, является начальным моментом отсчета времени опыта. По мере набухания глинистых частиц объем пробы изменяется и достигает некоторой стабильной величины. В процессе опытов производятся измерения объемов пробы, соответствующих различным моментам времени. На основании получаемых ре # зультатов строится кривая кинетики изменения объема пробы изучаемого глинистого минерала при его взаимодействии с жидкостью.
В проводимых опытах использовалась модифицированная методика В.Д.Городного [41], что позволило предложить экспресс-метод, позволяющий значительно сократить время испытаний (от нескольких суток до нескольких часов). Сначала были проведены исследования по набуханию глинистых навесок различных масс - 5, 10, 15, 20 г, уплотненных при незначительной внешней нагрузке (5 кгс/см2=сопз1). Наиболее чувствительной и поддающейся пропитке при данной удельной поверхности оказалась проба глинопорошка массой 5 г, что позволило с учетом математической обработки результатов дальнейшие опыты проводить с навеской этой массы.
Результаты исследований ингибирующих свойств растворов
Анализ экспериментальных данных, проведенных в таблицах 4 и 5 позволяет констатировать следующее:Наибольшее увеличение объема из исследованных на набухание в дистиллированной воде глинопорошков заводского изготовления отмечено у Вайо-мингского глинопорошка, поставляемого в район Западной Сибири из США. Несколько меньше (на 15 %) набухает глинопорошок марки ПМБА Ильского завода. На 18,2 % меньше Вайомингского глинопорошка набухает в дистиллированной воде палыгорскитовый глинопорошок Черкасского месторождения глин; на 47 % меньше набухает Борщевский глинопорошок; на 61 % меньше набухает бентонитовый глинопорошок Качканарского месторождения. Меньше всего из исследованных глинопорошков набухает в дистиллированной воде (по сравнению с Вайомингским бентонитом) глинопорошок Серпуховского завода строительных материалов - на 63 %. Это подтверждают графические результаты, которые приведены на рисунке 5.
Исследование глин и глинистых материалов в дистиллированной воде при нормальных условиях следует считать тестовым испытанием. В пользу этого свидетельствует простота метода и быстрое дублирование опытов, а также объективность получаемых результатов, являющихся итогом физико-химического взаимодействия глинистых и глиносодержащих материалов с дисперсионной средой (основой) большинства буровых растворов.
Зная характер набухания конкретного глинистого материала в воде, можно оценивать ингибирующее воздействие на него и сравнивать между собой способность к ингибированию различных реагентов, прежде всего, оценивая их эффективность как ингибиторов глин и глинистых сланцев. С этой целью нами была проведена оценка ингибирующего влияния серийно применяемых для этих целей реагентов (NaCl, КС1, СаСЬ, NaCHCaCI2). Кроме того, исследовалось влияние типичных представителей реагентов, применявшихся и применяемых в Западной Сибири. Испытания по набуханию проводились с глиноло-рошком марки ПМБА Ильского завода и глинопорошком Черкасского место 65 рождения. Наибольшим ингибирующим действием из исследуемых солевых растворов обладает 15 %-ный раствор NaCl, 7 %-ный раствор КО, 2,32 %-ный раствор солевой композиции (в состав которой входят СаСЬ, NaCl, CaS04, Са(ОН)2, РегОз, Si02); и сочетание солевой композиции (2,32 %) и хлористого калия (7 %). Однако такие концентрации солей существенно увеличивают материалоемкость буровых растворов, поэтому при сравнимом эффекте предпочтение следует отдать раствору комплексной соли (рисунок 6). Далее оценивалась ингибирующая способность реагентов Дк-дрилл, Сайпан, Kempas, Роїукет D, как отдельно, так и в сочетаниях при концентрациях, вводимых в буровые растворы. В результате экспериментов установлено, что наибольшее ингибирующее действие на глинопорошок марки ПМБА оказывают (в порядке убывания) следующие реагенты и их сочетания: 0,3 % Kelzan + 2,32 % солевой композиции; 0,3 % Kelzan; 1-1,5 % Kempas; 0,05 % Poly Dia + 0,25 % Poly Plus + 2,32 % солевой композиции; 0,5 % Cypan; 0,5 % Cypan + 0,01 % Дк-дрилл; 0,01 % Дк-дрилл + 0,54 % Cypan + 2,32 % солевой композиции; 0,35 % Gabrosa; 0,01 % Kempas и т.д (рисунки 7, 8).
Такая информация необходима при оценке способности глинопорошков формировать необходимые технологические свойства приготавливаемых на их основе глинистых растворов, а также в том случае, когда глинопорошки заводского изготовления применяются в качестве структурообразующей добавки в другие по назначению буровые растворы.
На следующем этапе проводилось исследование глинистых материалов (шлама), отобранных из различных интервалов Федоровского и Конитлорского месторождений. Данные эксперименты проводились с целью изучения возможностей получения естественных глинистых растворов по различным схемам: 1) наработка раствора в процессе бурения преимущественно за счет разбуриваемых глинистых пород разреза (как правило, до глубин 1000 м); 2) поддержание свойств бурового раствора на необходимом уровне за счет минимального использования шлама разбуриваемых глинистых пород; 3) предварительная оценка устойчивости стенок скважин, сложенных глиносодержащими породами(цементирующее вещество) [74, 75, 76].
Первая схема апробировалась на глинистом шламе (усредненная проба) из интервалов 430-450 м, 700-800 м, 1080-1120 м, 1480-1520 м Федоровского месторождения. Набухание шлама проводилось в дистиллированной воде и водных растворах реагентов Kempas и Камцел различной концентрации (рисунки 9- 12).
В данном случае не подтверждается известная закономерность, заключающаяся в том, что уплотняющиеся с глубиной глины должны снижать способность к набуханию в водной среде. Так в интервале 700-800 м набухаемость глин в дистиллированной воде выше, чем в интервале 430-450 м. Аналогичные значения получены для интервала 1480-1520 м, шлам из которого больше набухает в дистиллированной воде, чем глинистый шлам из интервала 1080-1120 м. В свою очередь глинистый материал из интервала 1080-1120 м в 3 раза меньше набухает в дистиллированной воде по сравнению со шламом глинистых пород из интервала 430-450 м. С учетом этих данных целесообразно проводить наработку (донаработку) естественного глинистого раствора в интервалах 700-800 м и 1480-1520 м. Менее эффективен этот процесс в интервале 430-450 м.
Не смотря на то, что реагент Камцел характеризуется как регулятор водоотдачи и стабилизатор глинистых пород, его действие способствует набуханию глинистого шлама в интервале 700-800 м, несколько снижает набухание в интервалах 430-450 м и 1080-1120 м, и практически не оказывает влияния в интервале 1480-1520 м.
Специфично действие реагента Kempas, содержание которого при малых концентрациях (0,023 %) интенсифицирует набухание глинистого шлама из интервала 700-800 м и 1480-1520 м настолько, что увеличение объема шлама в среде реагента превышает его набухание в дистиллированной воде.
Анализ существующих классификаций коллекторов нефти и газа
При составлении геологической документации керна и литолого-фациальных исследованиях, как и при любом исследовательском процессе, необходимо применение системно-структурного анализа, заключающегося в создании и применении иерархических и генетических классификаций изучаемых свойств (параметров) по наиболее характерным для них признакам. Общеизвестно, что развитие любой науки и ее отраслей начинается с классификации [95].
Создание любой классификации требует выполнения следующих двух условий: а) классифицируемые элементы должны быть достаточно строго определены, т.е. каждый из них должен отличаться от другого, но в тоже время, между ними должно быть сохранено определенное сходство и б) каждый элемент из данной совокупности должен попасть только в один класс (подкласс, вид, подвид и т.д.).
В разное время вопросам разработки классификации по разным категориям признаков было посвящено большое количество работ многих ведущих отечественных и зарубежных исследователей Абдулмазитова Р.Г., Абызбаева И.И., Балакирева Ю.А., Галеева Р.Г., Долженкова В.Н., Зинатуллина Н.Х., Коса И.М., Кошелева А.Т., Лысенко В.Д., Маряка С.Г., Муслимова Р.Х., Медведева Н.Я., Петерсона А.Я., Рафиенко И.И., Рябченко В.И., Самарцева В.Н., Саунина В.И., Сонича В.П., Сулакшина С.С., Ханина А.А., Усманова И.Ш. и других.
На сегодняшний день существует множество классификаций горных пород, их разделяют по различным категориям признаков: по физическим и фильтрационно-емкостным свойствам, литологии и структуре порового пространства, по показателям, зависящим от условий взаимодействия физических полей или среды с породой, по устойчивости, по степени трещиноватости, основным механическим свойствам и некоторым геологическим признакам [26, 96-99]. На практике наиболее часто используются такие фильтрационно-емкостные и петрофизические свойства пород-коллекторов как пористость, проницаемость, сжимаемость, смачиваемость, трещиноватость, кавернозность и др.
Методика исследования изменений фильтрационно-емкостных свойств и электрического сопротивления образцов пород при повышении внешнего давления изложена А.Я. Петерсоном [100]. В зависимости от значений пористости образцы были разделены на четыре группы. Так как деформируемость пород под давлением определяется в основном свойствами скрепляющего их цемента, то при разделении исследованных образцов пород на группы учитывалось также их различие по содержанию, типу и составу такого цемента.
Тесно связывается проницаемость и поглощающая способность с величиной раскрытия пор, их происхождением, степенью метаморфизма и трещинова-тостью [101], классифицируя комплексы горных пород по проницаемости и поглощающей способности. По данным [24] в настоящее время отсутствует единая классификация и номенклатура кластических пород как по составу слагающего их обломочного материала, так по составу и структуре цемента. Еще более различны классификации и номенклатуры осадочных пород, указывающие на количество в них примеси других компонентов. Используемая в настоящее время классификация пород смешанного состава по И.В. Хворовой отражает соотношение в них карбонатной и терригенной составляющих в процентном содержании СаС03, о чем можно судить по результатам химических анализов. По результатам научно-экспериментальных исследований авторами [100] предлагается классификация, согласно которой кластические породы разделяют на четыре типа по изменению качества реакции породы с соляной кислотой.
Классификация по фильтрационно-емкостным свойствам и структуре пустотного пространства [102] разделяет породы-коллектора на: коллекторы высо-кого качества с коэффициентом проницаемости (кпр) более 500 мкм 10" и по 95 ристостьго более 14 %; коллектора среднего качества с проницаемостью 10 -500 мкм 10" и пористостью от 8 до 21 % и коллектора низкого качества с кпр менее 10 мкм2 10 3 и пористостью от 5 до 15 %.
По литологии и структуре порового пространства коллектора [27] разделяют на три группы. КI группе относятся коллекторы, характеризующиеся следующими параметрами: содержание цемента 15 %, пористость 13-22 %, проницаемость 260 - 1000 мкм2 10"\ радиус поровых каналов 12-27 мкм. II группа - содержание цемента 15 %, пористость 123 — 20 %, проницаемость 33 — 195 мкм2 10"3, радиус поровых каналов 5-9 мкм. III группа: содержание цемента 10 — 25 %, пористость 7,5 — 15 %, проницаемость 4 — 45 мкм 10", радиус поровых каналов 2,5-10 мкм. Функциональный характер зависимости величины проницаемости песча-но-алевритовых пород различных гранулометрических типов от их эффективной пористости был определен А.А. Ханиным [103]. На основании выявленной зависимости, между эффективной пористостью и проницаемостью, породы-коллекторы нефти и газа были разбиты на шесть классов, причем VI класс кол-лекторов с абсолютной проницаемостью менее 1 мкм 10" обычно не представляет промышленного значения, так как содержит до 80 — 90 % остаточной воды, почти полностью закрывающей просветность поровых каналов.
В своей монографии Муслимов Р.Х. и Абдулмазитов Р.Г. [26] методом главных компонент выполнили группирование по близости природных факторов 70 эксплуатационных объектов терригенного нижнего карбона и 82 объекта в карбонатных отложениях Татарстана. В число основных природных факторов, авторы включили параметры, характеризующие гидропроводность, проводимость и емкостные характеристики залежей: толщину пласта, пористость и проницаемость пород, а также вязкость пластовой нефти и насыщенность пустотного пространства коллектора нефтью для объектов в терригенных коллекторах. Для объектов в карбонатных отложениях учтен еще один природный фактор - доля коллекторов в разрезе (таблица 10).
