авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |

Теория и практика вскрытия высокоглинистых терригенных коллекторов нефти и газа биополимерсолевыми растворами

-- [ Страница 1 ] --

На правах рукописи

САЛТЫКОВ ВЛАДИМИР ВАЛЕНТИНОВИЧ

ТЕОРИЯ И ПРАКТИКА ВСКРЫТИЯ ВЫСОКОГЛИНИСТЫХ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА БИОПОЛИМЕРСОЛЕВЫМИ РАСТВОРАМИ

Специальность 25.00.15-05 – Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Тюмень – 2008

Работа выполнена в научно-исследовательском и проектном институте технологий строительства скважин (НИПИ ТСС) при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Научный консультант – доктор технических наук, профессор

Овчинников Василий Павлович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Кузнецов Владимир Григорьевич

- доктор технических наук, профессор

Зозуля Виктор Павлович

- доктор технических наук, профессор

Нанивский Евстахий Михайлович

Ведущая организация - Общество с ограниченной ответственностью «Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий» (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Защита состоится 17 апреля 2008 г. в 9.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан ___________ 2008 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор Г.П. Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Значительный период разработки многих, крупных месторождений нефти и газа, определяющих в свое время топливно-экономическую политику страны, привел к значительным изменениям геолого-технологических условий строительства и эксплуатации скважин.

Западно-Сибирский нефтегазоносный комплекс занимал и сегодня занимает одно из ведущих мест в добычи нефти и газа. Так только запасы газа в отложениях сеномана Большого Уренгоя составляют по категории В более 3 106 млн м3, а по категории С 5 106 млн м3. Большие перспективы связывают с освоением и разработкой коллекторов Ачимовской и Тюменской свит, запасы которых превышают запасы сеноманского и неокомского комплексов вместе взятые. Тем не менее, доля «старых», разрабатываемых сегодня месторождений в регионе ежегодно увеличивается, также как и в целом по стране. Отмечается увеличение трудноизвлекаемых запасов – по Башкортостану и Татарстану до 80 % от остаточных извлекаемых, около 50 % по Западной Сибири. Снижаются дебиты скважин – у каждой второй скважины коллекторские свойства снижены вдвое, у каждой десятой примерно на 90 %. Скважины с производительностью 2-3 т/сут работают на грани рентабельности.

По газовым месторождениям картина не лучше. Выработка запасов, например, на Медвежьем газоконденсатном месторождении составляет 77 %, пластовое давление снизилось с 11,7 МПа до 3 МПа и ниже.

Истощение активных запасов углеводородов на разрабатываемых месторождениях, сложность геолого-технологических условий освоения вновь вводимых в разработку залежей требует постоянного совершенствования и создания новых технологий, технических средств с целью максимального использования потенциальных возможностей каждой скважины, каждого продуктивного объекта.

Реализация изложенного не возможна без выявления причинно-следственных связей между параметрами процесса бурения скважины и фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) вскрываемых продуктивных пластов. Многочисленными исследованиями Российских и зарубежных ученых (О.К. Ангелопуло, Б.А. Андерсон, Г.А. Бабалян, В.С. Баранов, В.Д. Городнов, Г.С. Кисельман, Э.К. Кистер, А.Т. Кошелев, В.И. Крылов, Н.И. Крысин, Я.М. Курбанов, М.И. Липкес, У.Д. Мамаджанов, В.И. Матицин, В.П. Овчинников, А.И. Пеньков, В.Н. Поляков, П.А. Ребиндер, В.И. Рябченко, Р.И. Мищенко, L. Astell, R. Churchwell, G. Dawies, D. Grames, A. Hinds, G. Webster, P. Zimmerman и другие) установлено, что наиболее значимое влияние на ФЕС коллекторов, представленных терригенными отложениями с большим содержанием глинистых включений оказывает тип применяемой промывочной жидкости и показатели ее физико-механических свойств.

Созданы и широко внедрены буровые растворы различных типов, с различными соотношениями и видами добавок, реагентов и т.д.

Несмотря на это проблема обеспечения качества вскрытия продуктивных пластов и сегодня остается актуальной. Фактическая производительность скважин не отвечает потенциальным возможностям пласта, увеличивается число используемых методов интенсификации притока пластового флюида в скважину.

Цель работы

Обеспечение максимально возможной сохранности естественных фильтрационно-емкостных свойств коллекторов нефти и газа терригенного типа, с большим содержанием глинистого материала, с широким пределом варьирования термобарических условий.

Основные задачи исследований

  1. Обобщение результатов теоретических и экспериментальных исследований в области решения проблемы обеспечения сохранности коллекторских свойств продуктивных пластов с аномально низкими и аномально высокими пластовыми давлениями.
  2. Разработка теоретических предпосылок к созданию, совершенствованию технологий, технических средств для вскрытия коллекторов нефти и газа применительно к месторождениям Западной Сибири.
  3. Исследования физико-механических свойств промывочных жидкостей на полимерной основе с малым содержанием твердой фазы.
  4. Теоретическое обоснование выбора компонентов буровых растворов, способствующих повышению их ингибирующих свойств, снижению показателя фильтратоотдачи.
  5. Разработка рецептур промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных горизонтов с широким диапазоном градиентов пластовых давлений.
  6. Опытно-промышленное внедрение разработанных технологий, технических средств. Обобщение и анализ их результатов, разработка нормативной документации.

Научная новизна диссертационной работы

    • научно обоснована и экспериментально подтверждена методология снижения объема фильтрата, поступающего в пласт;
    • дано теоретическое обоснование к выбору и применению реагентов для управления фильтрационными свойствами промывочных жидкостей;
    • развито направление эффективного применения технологии управляемой кольматации и специальных технологических жидкостей для обеспечения сохранности фильтрационно-емкостных свойств тиррегенных коллекторов;
    • разработаны и внедрены при вскрытии продуктивных горизонтов рецептуры биополимерсолевых буровых растворов и объяснены процессы пониженных их фильтрационных показателей.

Практическая ценность и реализация

По результатам теоретических и экспериментальных исследований внедрены для месторождений Западной Сибири разработаны и внедрены рецептуры промывочных жидкостей на биополимерсолевой основе с малым содержанием твердой фазы для условий аномально низких, нормальных и высоких пластовых давлений. Их внедрение способствовало сокращению сроков освоения и ввода в эксплуатацию скважин, повышению их начальной производительности (в среднем на 23 %). Экономический эффект составил порядка 360 миллионов рублей в год.

Отдельные результаты исследований включены в рабочие программы дисциплин «Вскрытие и разобщение продуктивных горизонтов», «Буровые и тампонажные растворы», используются в ТюмГНГУ при проведении лекционных занятий для подготовки специалистов нефтегазового направления.

Апробация результатов исследований

Основные результаты, изложенные в диссертационной работе, докладывались на: ежегодных семинарах кафедры «Бурения нефтяных и газовых скважин» Тюменского государственного нефтегазового университета (1998-2001 гг.); научно-практической конференции «Освоение месторождений трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (ОАО «Роснефть-Термнефть», 1999 г.); Всероссийской научно-практической конференции «Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и определение приоритетных направлений геолого-разведочных работ» (Пермь, 2000 г.); второй Всероссийской научно-технической конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (Тюмень, 2000 г.); Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса» (Тюмень, 2000 г.); втором международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» (Уфа, 2000 г.); шестой Международной научно-технической конференции посвященной 50-летию Ивано-Франковского государственного технического университета нефти и газа (Ивано-Франковск, 2000 г.); Международных научно-технических конференциях «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2002, 2003, 2004, 2007 гг.); Международной конференции, посвященной 50-летию ТюмГНГУ (Тюмень, 2006 г.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 44 печатных работах, в том числе в 3 монографиях, 11 статьях (из них в 6 изданиях, рекомендованных ВАК РФ), 29 тезисах и докладах Международных, Всероссийских и др. конференциях, одном патенте РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 236 страницах машинописного текста, содержит 59 таблиц, 25 рисунков. Состоит из введения, 5 разделов, 6 основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 156 наименований.

За помощь, оказанную при обсуждении результатов работы, советы и консультации при ее выполнении считаю необходимым выразить свою признательность и благодарность доктору геолого-минералогических наук Ф.К. Салманову, доктору технических наук В.П. Овчинникову, сотрудникам предприятия ООО «Надымнефтегаз» и многим другим.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении представлена краткая характеристика работы: обоснована актуальность проведения исследований; поставлены цели и задачи диссертационной работы; показаны основные направления и пути решения проблемы с учетом геолого-технологических условий строительства скважин, на примере месторождений Тюменской области; показана научная и практическая значимость полученных результатов.

В первом разделе представлены геолого-технологические условия проводки скважин на месторождениях Тюменской области, дана краткая характеристика основных коллекторов нефти и газа, проведен анализ состояния вскрытия продуктивных пластов и влияния вида и основных параметров промывочных жидкостей на их фильтрационно-емкостные свойства, поставлены цель работы и задачи по ее реализации.

Геологический разрез месторождений Тюменской области в литологическом отношении практически одинаков и представлен песчаником, чередованием песчаников с алевроаргиллитами, глинами, глинами с переслаиванием алевролитов. Присутствуют в небольшом количестве брекчии, конгломераты, гравеллиты.

Основные запасы нефти и газа приурочены к меловому и юрскому периодам - нижнесреднеюрский, верхнеюрский нефтегазоносные комплексы, ачимовскую толщу, неокомские и апт-альбские горизонты.

Нижнеюрский комплекс (пласты I2, I4), углеводороды сконцентрированы в трещинно-поровом коллекторе, представлены как нефтью, так и газоконденсатом. Пластовые давления выше гидростатического, температура более 140 оС.

Среднеюрские отложения представлены Тюменской, Васюганской и Ганьковской свитами, представлены большей частью глинистыми и глинисто-алевролитовыми породами с редкими, маломощными, не выдержанными по мощности песчано-алевролитовыми породами. Так же, как и нижнеюрские отложения характеризуются аномально высокими пластовыми давлениями и повышенной температурой (более 130 оС) коллектор-поровотрещинный.

Верхнеюрские отложения более просты по строению, характеризуются наличием устойчивой глинистой покрышки. Представлены Баженовской свитой, сложены аргелитами-битуминозными слабоалевритистыми.

Перечисленные нефтегазоконденсатные залежи – перспективны в отношении будущего развития топливно-энергетического комплекса страны.

Центральным объектом разработки сегодня является Ачимовский нефтегазоносный комплекс – пласты Ач1, Ач2. По запасам углеводородов они сопоставимы и даже превышают запасы сеноманских отложений вместе с неокомом. Отложения ачимовской свиты характеризуются сложной литологией коллекторов, их неоднородностью, что обусловлено особенностями вторичных процессов. Коллектора - трещиннопоровые и поровые. Последние приурочены к зонам развития первых. Они не выдержаны по простиранию и представлены песчаниками, зачастую известковыми. Их фильтрационные свойства очень низки, имеют высокую степень уплотненности. Также как и предыдущие имеют аномально высокие пластовые давления и температуры.

Выше ачимовских месторождений, разделенной мощной прослойкой (до 250 м) аргиллитоподобных глин разнообразной слоистости, залегает неокомский нефтегазоносный комплекс, сегодня являющийся основным объектом разработки. К нему приурочены пласты группы БУ – песчаные горизонты Мегионской свиты БУ10 – БУ18, пласты группы БУ1 – БУ8 Вартовской свиты. Наиболее сложным горизонтом в этом комплексе является Покурская свита. Тип коллектора – поровой. Пористость варьируется от 18 % до 30 %, газовые пропластки достигают толщин 150-200 метров. В ней возможны осыпи, обвалы, сужения, поглощения, газопроявления. Она относится к первому эксплуатационному объекту. Пласты группы БУ08, БУ8, БУ9 составляют второй эксплуатационный объект, БУ10-11, БУ121 – третий эксплуатационный объект, БУ122, БУ13, БУ14, БУ16-18 – четвертый эксплуатационный объект. Пласты второго – четвертого объекта представлены аргилитоподобными глинами, песчаниками. Тип флюида в них – в основном газоконденсат. Пластовые давления варьируются в пределах 0,93-1,09 от гидростатического.

Апт-альб-сеноманский нефтегазоносный комплекс до последнего времени считался наиболее изученным и не таил в себе неожиданностей. Его разрез достаточно детально изучен и подробно описан многими исследователями. Представлен он переслаиванием песчаников, алевролитов, глин. Ввиду того, что добыча газа осуществляется из этого объекта более трех десятков лет, пластовые давления в нем значительно снижены (в частности по Медвежьему ГКМ с 12,0 МПа до 3,0 МПа. Вместе с газом поступает значительное количество твердой фазы. Зачастую, при вскрытии отмечаются поглощения бурового раствора.

Представленное описание геологического разреза позволяет считать о повсеместном присутствии в породах коллекторах глинистого материала. Последний, как показывают результаты химико-минералогических исследований, представлен глинами монтмориллонитового типа, с увеличением глубины залегания они гидрослюдируются. Коэффициент коллоидальности разбуриваемых пород составляет 0,24-0,35. Обменная емкость от 35 до 50 мг.экв/100 г. В их составе отмечено повышенное содержание катионов калия и натрия.

Геолого-литологические условия разреза месторождений обуславливают рекомендации проектных институтов к применению для вскрытия продуктивных горизонтов различных видов промывочных жидкостей (таблица 1).

Технологическим регламентом РД 00158758-182-96 определена следующая группа реагентов для регулирования технологических параметров растворов - DKS-extender, K-14, КМЦ, ЛТМ, Унифлокс, ФХЛС, ПЭО, СЖК, ЖИРМА, Saypan, Smeectex, Kem-pas, Poli-Kem-D, Tulosa, ГКЖ, ОТП, ТПФН, дихромат калия, пеногаситель МАС-200 и другие. Изложенное говорит о разнообразии используемых реагентов. Обоснований к их применению не имеется.

Учитывая разнообразие применяемых видов промывочных жидкостей, реагентов для их обработки, а, следовательно, и параметров растворов, представляет интерес оценить их влияние на фильтрационно-емкостные свойства, вскрываемых коллекторов нефти и газа. Анализ состояния качества их вскрытия показал, что при рекомендуемых параметрах промывочных жидкостей (показатель фильтрации – 4-5 см3 за 30 минут; условная вязкость 25-30 с., статическое напряжение сдвига СНС1/10 -10-20/20-40 дПа; пластическая вязкость – 15-17 мПас; динамическое напряжение сдвига – 18-35 дПа) при времени контакта бурового раствора с пластом пронициаемостью 1010-3 мкм2

Таблица 1 – Виды промывочных жидкостей, используемых для вскрытия продуктивных пластов


Вид промывочных жидкостей Плот-ность, кг/м3 Показатель фильтратоот-дачи по ВМ-6, см3/30 мин Динамическое напряжение сдвига (ДНС), дПа Содержа-ние твердой фазы (ТФ), % Недостатки
Раствор на нефтяной основе (РНО) 950-980 0 Электростабильность 290-350 В Пожароопасен, разуплотняет вскрываемые породы
Карбонатный 1060-1100 4-5 20-36 12-27 Разуплотняет вскрываемые породы, плохо очищается от шлама
Силикатный 1100-1140 6-8 14-24 12-17 Высокая водоотдача, в призабойной зоне образует плохораствори-мые осадки
Гидрофобный эмульсионный раствор 1340-1670 0,3-0,5 Электростабильность 12-16 В Пожароопасен, блокирование коллектора эмульсией
Утяжеленный глинистый раствор 1400-2150 2-5 60-70 15-35 Высокое содержание твердой фазы, нестабильность параметров раствора


Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.