Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование механизмов взаимодействия нефтенасыщенных горных пород с тампонажными растворами

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование механизмов взаимодействия нефтенасыщенных горных пород с тампонажными растворами"

На правах рукописи

ИШБАЕВ РАМИЛЬ РАУИЛЕВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ МЕХАНИЗМОВ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ГОРНЫХ ПОРОД С ТАМПОНАЖНЫМИ РАСТВОРАМИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

5 ДЕК 2013

Уфа-2013

005542864

Работа выполнена на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет».

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Зейгман Юрий Вениаминович

Официальные оппоненты:

Уметбаев Виль Гайсович

доктор технических наук, профессор, ОАО НПФ «Геофизика», главный научный сотрудник

Галлямов Ирек Мунирович

кандидат технических наук, ООО «БашНИПИнефть», старший научный сотрудник, ведущий инженер группы геологии и разработки отдела НИР УСИТП

Ведущая организация:

ГБОУ ВПО «Альметьевский государственный нефтяной институт»

Защита диссертации состоится «19» декабря 2013 года в 10-30 на заседании диссертационного совета Д 212.289.04 при ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г.Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет».

Автореферат диссертации разослан «18» ноября 2013 года.

Ученый секретарь диссертационного совета

Ямалиев Виль Узбекович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

В связи с ростом объемов бурения новых скважин в осложненных условиях существует потребность в повышении качества строительства нефтяных и газовых скважин. Одним из эффективных способов является сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов на стадиях первичного вскрытия и тампонирования скважин, а так же создание качественного цементного кольца, предотвращающего перетоки флюидов между пропластками.

В настоящее время наиболее широкий интерес приобрели методы совершенствования первичного вскрытия, но они не могут полностью обеспечить сохранность коллекторских свойств пласта при заканчивании скважин. Как показывает практика, в ходе тампонажных работ в пласт отфильтровывается до 50% от всей воды затворения. Проникновение фильтрата тампонажного раствора приводит к обводнению продукции скважины и затрудняет извлечение пластовых флюидов на поверхность. Об этом свидетельствуют и промысловые исследования. По месторождениям Западной Сибири необсаженные скважины имеют в среднем в 3-4 раза больший дебит по сравнению с обсаженными скважинами на тех же участках. Показателем ухудшения фильтрационных параметров пластов также являются высокие значения скин-факторов по скважинам многих других месторождений.

Несмотря на большой объем исследований, посвященных данному вопросу, проблема остается актуальной. В первую очередь это связано с невозможностью проведения промысловых испытаний с целью получения качественной оценки всех факторов, влияющих на проницаемость пласта. В связи с этим получение широкой информации по данному вопросу возможно лишь в ходе лабораторных исследований.

Для обеспечения максимальной сохранности коллекторских свойств продуктивных пластов в процессе тампонажных работ необходимо детально разобрать механизм воздействия тампонажного раствора на пласт. Выявив

ключевые факторы, оказывающие отрицательное действие на проницаемость пород пласта, и минимизировав их влияние, можно значительно эффективней сохранить коллекторские свойства пластов при заканчивании скважин.

Цель диссертационной работы - разработка методического подхода по выбору состава тампонажного раствора путем уточнения механизмов его воздействия на фильтрационно-емкостные параметры пласта.

Основные задачи исследования

1. Исследование факторов, способствующих изменению фильтрационно-емкостных параметров пород пласта в процессе тампонажных работ.

2. Моделирование процессов тампонирования скважины после первичного вскрытия пласта в лабораторных условиях. Исследование динамики фильтрационно-емкостных параметров пород при изменении составов буровых и тампонажных растворов и действующих репрессий.

3. Исследование физико-химических процессов взаимодействия нефтенасыщенных горных пород с фильтратом тампонажного раствора.

4. Разработка методического подхода по выбору состава тампонажного раствора для уменьшения отрицательного действия тампонажного раствора на пласт.

Методы исследования

Решение поставленных задач базируется на результатах лабораторных экспериментов с применением современных приборов и установок. Все испытания проводились по действующим стандартам Российской Федерации и American Petroleum Institute (API).

Для анализа результатов восстановления естественной проницаемости пород после тампонажных работ использована исходная промысловая информация, полученная с помощью современных приборов и методов измерения.

Научная ііовнзна

1. Выявлено, что динамика фильтратоотдачи портландцементного тампонажного раствора через корку бурового раствора остается неизменной при репрессии на пласт более 5 МПа.

2. Установлено, что при условии наличия полимер-глинистой корки бурового раствора и репрессии на пласт ниже 13,8 МПа, изменение фильтрационных параметров терригенных песчаников происходит только за счет взаимодействия фильтрата тампонажного раствора с пластовыми флюидами, механическая кольматация породы твердой фазой тампонажного раствора отсутствует.

3. Определено, что основной причиной снижения проницаемости пород призабойной зоны пласта является образование высоковязких смесей в результате смешения фильтратов бурового и тампонажного растворов с пластовыми флюидами. При температуре 30°С образуются смеси со статическим напряжением сдвига (СНС) 440 дПа и динамическим напряжением сдвига (ДНС) 2350 дПа, извлечение которых из породы на практике не установлено.

Практическая ценность

Разработанный методический подход по выбору состава тампонажного раствора для минимизации отрицательного действия технологий тампонирования скважины на фильтрационно-емкостные параметры пласта применяется в учебном процессе ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» при проведении практических и лабораторных занятий по курсу «Скважинная добыча нефти» со студентами специальности 130503 -«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а также с магистрами направления 130500 - «Нефтегазовое дело» по программе 553612 для решения задач по оценке восстановления проницаемости нефтенасыщенных горных пород после тампонажных работ.

На Мельниковском месторождении ОАО «РИТЭК» было проведено тампонирование скважины №2594 с применением предложенного методического подхода по подбору тампонажного раствора к конкретным условиям скважины. Полученные результаты по данным освоения скважины были положительными.

Апробация результатов работы

Результаты и основные положения работы докладывались на 63-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (г. Уфа, 2012), международном семинаре, посвященному памяти А.Х. Мирзаджанзаде «Неньютоновские системы в нефтегазовой отрасли» (г.Уфа, 2012).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 4 печатных работы, в том числе: 2 статьи в изданиях, включенных в перечень ВАК Минобрнауки РФ, 2 статьи в материалах научной конференции.

Структура и объем диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 61 наименования. Текст работы изложен на 114 страницах, включая 29 рисунков, 20 таблиц, 2 приложения.

Автор выражает благодарность за помощь и внимание к работе проф. Ю.В. Зейгману, доц. Г.А. Шамаеву, проф. Л.Е. Ленченковой, а также всем сотрудникам кафедры разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель и задачи исследований, показаны научная новизна, практическое значение и апробация работы.

В первой главе представлены результаты исследования различных авторов по вопросам процесса заканчивания скважин. Изучением влияния тампонажных работ на изменение фильтрационно-емкостных свойств пород призабойной зоны пласта занимались такие авторы как Ф.А. Агзамов, Ф.Г. Здоров, А.Е. Нижник, А.И. Леонидова, Е.М. Соловьев, О.Н. Обозин, Н.Б. Савенюк, A.B. Герасимова, Л.П. Левентюк, В.П. Тронов, Д.С. Шляхова, Л.И. Рябова, L.G. Carter, С. Cook, J. Griffith и другие.

Во время заканчивания скважины значительная часть воды затворения тампонажного раствора проникает в пласт, что оказывает негативное действие на фильтрационные параметры пород коллектора. Объем фильтрата тампонажного раствора ограничивается проницаемостью корки бурового раствора на стенках скважины независимо от проницаемости породы. Корка также предотвращает попадание твердых частиц клинкера тампонажного раствора в пласт. Анализ промысловых данных показал, что в процессе крепления скважин значительно ухудшаются фильтрационные параметры пород призабойной зоны пласта. По месторождениям Западной Сибири необсаженные скважины имеют в среднем в 34 раза больший дебит по сравнению с обсаженными скважинами на тех же участках. Эти данные позволяют судить об ухудшении фильтрационно-емкостных параметров пород коллектора в ходе тампонажных работ.

Наибольшее влияние на изменение фильтрационных параметров пород оказывают проникающий в пласт фильтрат тампонажного раствора и твердые частицы клинкера, кольматирующие поры в породе. Вследствие гидратации частиц клинкера, проникающих в пласт вместе с фильтратом тампонажного раствора, проницаемость пород пласта ухудшается. При проникновении в пласт фильтрат может вступать в реакцию с кремнийсодержащими породами коллектора, вследствие чего образуется гидрат силиката кальция, что также

негативно сказывается на проницаемости пород пласта. В зависимости от состава пластовых флюидов и фильтрата тампонажного раствора, при смешивании их в пласте, могут выпадать в осадок соли.

Несмотря на то, что данному вопросу посвящено много исследований, отсутствует информация о влиянии типа корки бурового раствора на кольматацию пласта при заканчивании скважины, также не ясна роль репрессии на фильтрационно-емкостные характеристики пород пласта при тампонировании скважины. Не рассмотрена роль фильтрата на изменение реологических параметров пластовых флюидов.

С целью более детального изучения процесса кольматации пласта тампонажным раствором, а также выявления путей минимизации негативного влияния тампонажных работ на фильтрационные параметры пород пласта, были проведены соответствующие лабораторные исследования.

Лабораторные испытания проводились по стандартам АР1, на приборе «СЖке НРНТ». В качестве моделей породы использовались керамические диски проницаемостью порядка 1 мкм2, размер поровых каналов не более 5 мкм. В качестве исследуемого тампонажного раствора был взят раствор на основе портландцемента ПЦТ-1-50. В качестве буровых растворов использовались два типовых раствора: полимер-глинистый и полимер-карбонатный. Все испытания проводились при температуре 50 °С.

Во второй главе показаны результаты лабораторных экспериментов по оценке характера фильтрации тампонажного раствора через модель породы и изменения ее проницаемости после фильтрации буровых и тампонажных растворов.

В процессе исследований было выявлено, что в условиях отсутствия корки бурового раствора на стенках скважины, фильтрация воды затворения тампонажного раствора в пласт может достигать 50-60% от всего объема, причем практически весь объем фильтрата проникает в первые 2 минуты. Вместе с фильтратом в породу проникает и твердая фаза тампонажного раствора. При моделировании тампонажных работ, в фильтрате содержалось 2% твердой фазы

от всего объема фильтрата. На приборе «НапЬа» был проведен фракционный анализ твердой фазы в фильтрате (Рисунок 1).

Рисунок 1 - Распределение частиц по размерам

При моделировании тампонажных работ через модель породы, проницаемостью 1 мкм2 и максимальным размером пор 5 мкм, производилась прокачка тампонажного раствора. Для приготовления тампонажного раствора применялся портландцемент ПЦТ-1-50, с водоцементным соотношением 0,5. Как видно из рисунка 1, частицы, проникающие вместе с фильтратом в породу, имеют свойство слипаться, так как в фильтрате присутствуют частицы, превышающие максимальный размер пор модели породы в 1,5-2 раза. Это может привести к кольматации породы. После фильтрации тампонажного раствора через модель породы замерялась остаточная проницаемость путем прокачки модели нефти полиальфалифинового масла (ПАОМ) в обратном направлении. Восстановление проницаемости моделей пород не превышало 4% при минимальной репрессии на пласт в 2,5 МПа. Следовательно, в условиях отсутствия корки бурового раствора на стенках скважины, происходит практически полная кольматация породы без возможности дальнейшего восстановления проницаемости. Для этого потребуется проведение дополнительных мероприятий по обработке пород призабойной зоны пласта.

Результаты проведенных экспериментов показали, что значительное влияние на загрязнение пласта тампонажным раствором будет оказывать корка бурового раствора. Для оценки степени влияния корки бурового раствора, были проведены исследования, моделирующие заканчивание скважин после первичного вскрытия с применением разных видов буровых растворов. Поскольку корка бурового раствора полностью предотвращает попадание твердой фазы тампонажного раствора в пласт, то механическая кольматация пород пласта не будет распространяться на большую глубину. В качестве испытываемых буровых растворов использовались полимер-глинистый и полимер-карбонатные буровые растворы. Лабораторные исследования проводились на установке «Offite НРНТ», при постоянной температуре 50 °С. В качестве моделей пород использовались керамические диски «Part №210537 Ceramic Filter Disc 5 microns». Толщина фильтрационного диска составляла 1 см. Таким образом, приведенные ниже результаты исследований позволяют рассмотреть изменение фильтрационных параметров пород в зоне 1 см от стенки скважины.

При первичном вскрытии происходила кольматация породы твердой фазой бурового раствора с образованием глинистой корки. Восстановление проницаемости моделей пород не превышало 30-40%. Одной из причин такого изменения проницаемости могло быть то, что глина, применяемая в качестве твердой фазы бурового раствора, обладает пластичными свойствами и под действием репрессии залавливается в породу на глубину до 1 см.

Во время фильтрации тампонажного раствора через модель породы с глинистой коркой, в зависимости от репрессии, изменялся объем фильтрата тампонажного раствора, проникающего в пласт, и степень восстановления проницаемости породы. На рисунке 2 представлена динамика фильтрации тампонажного раствора через модель породы при разных репрессиях.

Рисунок 2 -Динамика фильтрации жидкости затворения через диск

Условные обозначения: 1- ДР=2,5 МПа; 2- ДР=5 МПа; 3- ДР=7,5 МПа;

4- ДР=10 МПа; 5- ДР=12,5 МПа; 6- ДР=13,8 МПа.

Как видно из графиков (см. рисунок 2), при репрессии более 5 МПа через модель породы фильтруется 50-60% всей воды затворения цементного раствора, как и в случаях фильтрации тампонажного раствора без глинистой корки. Практически весь объем фильтрата проникает в породу в течение первых 2-х минут. Такое резкое отфильтровывание воды в породу может привести к деформации каналов фильтрации пород и задавливанию глинистой корки в пласт.

Подобные испытания по фильтрации были проведены с использованием полимер-карбонатного бурового раствора. На рисунке 3 представлена зависимость фильтратоотдачи тампонажного раствора от состава корки бурового раствора при репрессии 13-14 МПа. Фильтрация тампонажного раствора через модель породы с полимер-карбонатной коркой бурового раствора не превышает 40% от всего объема воды затворения.

Рисунок 3 - Сравнение фильтрации тампонажного раствора через диски с полимер-глинистой коркой и полимер-карбонатной коркой

Условные обозначения: 1- полимер-глинистая корка,

2 - полимер-карбонатная корка.

При использовании полимер-карбонатного бурового раствора значительно снизилась фильтратоотдача тампонажного раствора. Это может быть связанно с тем, что карбонатная корка бурового раствора не обладает пластичными свойствами и корка остается целостной на протяжении всего процесса тампонирования, даже при высоких репрессиях. Таким образом, использование в составе бурового раствора кольматирующей составляющей в виде карбонатной крошки позволяет снизить фильтратоотдачу тампонажного раствора в 1,5 раза.

В таблице 1 представлены результаты опытов по определению восстановления проницаемости моделей пород после физического моделирования тампонажных работ после первичного вскрытия с применением полимер-глинистого бурового раствора.

Таблица 1 - Результаты проведенных экспериментов по фильтрации тампонажных растворов

АР, МПа К(д<,), мкм2 К(послс).МКМ2 Количество отфильтрованной воды из цемента в пласт, % К(после/К(до)>%

2,5 0,613 0,191 47 31

5,0 1,411 0,203 55 14

7,5 1,078 0,275 57 25

10,0 1,015 0,173 60 17

12,5 1,227 0,282 62 22

13,8 1,307 0,067 62 5

При репрессии на пласт до 2,5 МПа тампонажный раствор не оказывает негативного влияния на фильтрационные параметры пород; основное загрязнение породы приходится исключительно на буровой раствор. При репрессиях от 5 до 13 МПа восстановление проницаемости моделей пород ухудшается на 5-15%. При превышении репрессии более 13 МПа происходит практически полная потеря проницаемости пород. Несмотря на то, что корка бурового раствора полностью предотвращает попадание твердых частиц тампонажного раствора в породу, ухудшение проницаемости моделей пород происходило по причине задавливания глинистой корки бурового раствора в каналы фильтрации.

Аналогичные исследования были проведены с использованием полимер-карбонатного бурового раствора. Загрязнение породы от полимер-карбонатного бурового раствора значительно меньше, чем при использовании полимер-глинистого. Поскольку карбонатная корка бурового раствора не обладает пластичными свойствами и предотвращает проникновение твердых частиц тампонажного раствора в породу, то при репрессиях 13-14 МПа тампонажный раствор практически не оказывает кольматирующего действия на каналы фильтрации. Восстановление проницаемости после моделирования тампонажных работ составило 65-70%, то есть загрязнение исследуемой зоны приходится исключительно на буровой раствор.

В процессе лабораторных исследований наблюдалась обильная фильтрация воды затворения в породу. Для оценки объема фильтрата тампонажного раствора при использовании реагентов - понизителей водоотдачи были проведены специальные эксперименты. При испытании тампонажного раствора с комплексным реагентом для заканчивания скважин объем проникающего в породу фильтрата уменьшился на 25%. Однако, по-прежнему, объем фильтрата, проникающего в пласт, достигал 25-30%. Каждая добавка, входящая в состав тампонажного раствора, проникает в пласт вместе с фильтратом. Такой значительный объем инородной жидкости может оказать сильное влияние на реологические параметры пластовых флюидов и пород коллектора, что затруднит извлечение пластовых флюидов на поверхность.

В третьей главе проведены исследования процессов, происходящих в пласте при проникновении фильтрата тампонажного раствора.

Наличие в пласте воды, отличающейся по химическому составу от пластовой воды, может вызвать набухание частиц, чувствительных к воде минералов, входящих в состав пород коллектора. С целью оценки набухаемости минералов в фильтрате тампонажного раствора были проведены эксперименты и получены следующие результаты: коэффициент набухания глин в фильтрате тампонажного раствора составил К=0,69 см3/г, средняя скорость за весь процесс набухания \Уср= 28,2 см3/(г ч). В случае проникновения фильтрата тампонажного раствора в пласт произошло незначительное набухание глинистых составляющих пород коллектора.

При фильтрации воды затворения тампонажного раствора в породе происходило смешение пластового флюида и фильтратов бурового и тампонажного растворов, в результате чего образовывались смеси этих жидкостей. С целью исследования их реологических параметров были приготовлены смеси фильтрата тампонажного раствора и модели нефти (Масло продукции «Новоил» С9) в разных пропорциях. В смесь были добавлены ПАВ для ее стабилизации, которые часто входят в состав буровых растворов, и при первичном вскрытии, также проникают вместе с фильтратом бурового раствора в

пласт. Результаты исследования реологических параметров смесей представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Реологические параметры смесей

Параметр Соотношения масло/фильтрат, %

80/20 60/40 40/60

Плотность, г/л 0,86 1,02 1,024

Электростабильность, В

до термостатирования 1424 746 268

после термостатирования 50°С 138 716 476

16 часов

г), мПа-с

при 30°С 38,28 150 256

при 50°С 30,52 66,21 130

при 70'С 17,37 25,48 75,69

при 90°С 9,51 19,79 (при 80°С) -

ДНС, дПа

при 30°С 133,5 1090,5 2352

при 50°С 107,4 393,2 1172,5

при 70'С 20 101,2 398,6

при 90°С 9,9 101,2 (при 80°С) -

СНС, 10сек/10мин,дПа

при 30°С 38,4/67,2 211,2/196,8 441,6/350,4

при 50°С 28,8/38,4 168/168 364,8/350,4

при 70°С 4,8/4,8 33,6/33,6 144/139,2

при 90°С 0/0 33,6/24(при 80"С) -/-

Смесь пластового флюида и фильтрата в соотношении 60/40 при температуре до 50 °С обладает высокими значениями СНС (168-211 дПа) и ДНС (390-2350 дПа). В пластовых условиях извлечение такой смеси сильно

затруднено. На рисунках 4-6 представлены графики зависимости реологических параметров смесей от соотношения фаз и температурных условий.

300 250 200 150 100 50

Г ® масло/фил ьт рат = 80/20 рат = 60/40 грат = 40/60

масло/фильї

'--

-- -,-,-1-

30

40

50

60

Температура, °С

70

80

90

Рисунок 4 - Пластическая вязкость, замеренная при разных температурах на «900- вискозиметре»

о,

§

аз

2500

2000

1500

1000

500

1 1 1 ^^масло/фильтрат = 80/20 ^^■масло/фильтрат = 60/40 масло/фильтрат = 40/60

- =3 Ь==3 !-

30 40 50 60 70

Температура, °С

80

90

Рисунок 5 - Динамическое напряжение сдвига, замеренное при разных температурах на «900 - вискозиметре»

^^масло/фильтрат = 80/20 -В—масло/фильтрат = 60/40 масло/ фильтрат = 40/60

400 -і 350 300 -250 -200 150 -100 -50

0 -30

40 50 60 70

Температура, "С

Рисунок 6- Статическое напряжение сдвига, замеренное при разных температурах на «900 - вискозиметре»

Из результатов проведенных экспериментов видно, что с уменьшением температуры смесей возрастают значения пластической вязкости, статического и динамического напряжения сдвига. При температуре 50 °С смесь фильтрата и тампонажного раствора трудноизвлекаема. Извлечение высоковязких смесей при температуре 30 °С и ниже, в процессе лабораторных испытаниях не установлено.

Поверхностное натяжение на границе фильтрат тампонажного раствора-модель нефти составило о = 57,2 мН/м. В случаях, когда порода пласта обладает низкой проницаемостью, наличие фильтрата тампонажного раствора в пласте может значительно усложнить извлечение пластового флюида. Из-за высоких гидравлических сопротивлений фазовая проницаемость породы по нефти сильно падает. В таблице 3 представлены результаты экспериментов по определению изменения фазовой проницаемости кернов по нефти при проникновении фильтрата тампонажного раствора.

Таблица 3 - Изменение фильтрационных параметров кернов

№ т,% Кабс. мкм2-10"3 V ПАОМ К-НАЧ . мкм2-10"3 V ф К-кон . мкмЧО"3 jr ПАОМ 1MCOH ' мкм2-10"3 тг ПАОМ / K-KOH ' КНАЧ^/О

35379 -27а 9 50 46 5 7 15

37744 -21а 11 127 115 26 48 42

35379 -22а 12 214 204 80 140 69

Где m - пористость керна, %;

Кдвс- абсолютная проницаемость керна по воздуху, мкм2-10"3; Кнач1^0", ККонПЛОМ - проницаемость керна по ПАОМ, начальная и конечная соответственно, мкмМО"3;

ККонФ ~ проницаемость керна по фильтрату тампонажного раствора, после фильтрации ПАОМ, мкм2-10"\

Как видно из результатов экспериментов, наличие фильтрата тампонажного раствора способно сильно затруднить извлечение флюидов из породы. С уменьшением размера пор образующаяся высоковязкая смесь создает высокие гидравлические сопротивления и уменьшает проницаемость породы по нефти. В качестве примера, при проникновении фильтрата в керн песчаника с проницаемостью 0,005 мкм2, восстановление его проницаемости с не превышало 16%.

Все вышеперечисленные факторы позволяют утверждать, что тампонажные работы могут оказывать сильное отрицательное воздействие на фильтрационные параметры пласта. Это также подтверждается высокими значениями скин-факторов по данным пластоиспытателей. Анализ данных пластоиспытателей представлен в таблице 4.

Таблица 4 - Результаты исследования скважин пластоиспытателем на период освоения

№скв. Месторождение, площадь Рол, МПа к«, м3/МПа-суг Проницаемость, 10"3 мкм2 Скин-фактор

№50ЧЕТ Четырманское 8,31 0,55 74,5 6,59

№65 Сухоязское 8,15 0,0102 78 7,4

№3584 Саитовское 11,12 0,274 2050 6,67

№2750 Николо-Березовской площади 14,35 4,31 - 9,69

№2790 Николо-Березовской площади 6,5 2,5 600 11,39

№7 Р Площадь им. Романа Требса 14,69 0,37 - 25,58

№315 Богатовское 21,25 10,46 113 5,125

№301 Карламанское 9,46 2,69 54 20,26

№866 Кушкульское 12,8 1,95 62 4,95

№1631 Сергеевское 16,5 0,16 2,52 5,15

№2004 Трошкинское 22,26 5,21 691 3,15

Как видно из таблицы 4 в процессе исследований скважин пластоиспытателями выявлены высокие значения скин-фактора. Эти данные подтверждают, что в ходе первичного вскрытия и тампонирования скважин произошло значительное ухудшение фильтрационных параметров пород призабойной зоны пласта.

В четвертой главе приводятся практические рекомендации, разработанные автором на основании выполненных исследований минимизации негативных воздействий, оказываемых тампонажными растворами на фильтрационные параметры пласта. Приводятся промысловые данные, позволяющие оценить эффективность соблюдения рекомендаций.

Основное содержание методического подхода по минимизации негативного влияния тампонажного раствора на фильтрационные параметры пласта сводится к следующим положениям.

1. Наиболее обширное влияние на фильтрационные характеристики пласта оказывает фильтрат тампонажного раствора. Поэтому перед тампонажными работами необходимо определить поверхностное натяжение на границе фильтрат-пластовый флюид. Рекомендуется не использовать различные добавки к тампонажному раствору, увеличивающие поверхностное натяжение на разделах фаз.

2. Чем больше фильтрата тампонажного раствора проникает в пласт, тем обширнее последствия. Для предотвращения преждевременного обводнения продукции и образования высоковязких смесей, в особенности в пластах с низкой температурой, следует уделять особое внимание свойствам корки бурового раствора. Как показали исследования, применение полимер-карбонатных буровых растворов предпочтительнее. Так же целесообразно применение реагентов -понизителей водоотдачи.

3. При использовании глинистого бурового раствора для первичного вскрытия в процессе крепления не следует допускать репрессию на пласт более 12-13 МПа.

Примером эффективного проведения тампонажных работ служит скважина №462 Лисовской площади. В процессе крепления скважины практически полностью отсутствовали факторы, оказывающие негативное влияние на проницаемость коллектора (результаты обработки КВД приведены в таблице 5).

Таблица 5 - Результаты обработки КВД

Пластовое давление 14 МПа

Скин-фактор -3,09

Коэффициент продуктивности ожидаемый 0.5 м3/сут МПа

Радиус зоны исследования 21.39 м

По результатам применения пластоиспытателей в скважине после первичного вскрытия и освоения скважины был рассчитан скин-фактор по методу Хорнера, позволяющий оценить степень негативного влияния тампонажных работ на фильтрационные параметры пласта. Скин-фактор составил -3,09, что позволяет сделать вывод о том, что в ходе крепления скважины проницаемость коллектора практически не изменилась.

Данный методический подход был апробирован на Мельниковском месторождении ОАО «РИТЭК» в процессе тампонирования скважины №2594. После освоения скважины №2594 были получены дебиты: по первому объекту -С2=8,6 м3/сут, по второму объекту - (2=6,5 м3/сут. Нефть густая не обводненная. Полученные дебиты отличаются от дебитов по скважинам на том же кусту, в которых процесс крепления происходил без предварительного подбора тампонажного материала. Так по скважине №2596 дебит по первому объекту составил 0=3,6 м3/сут, по второму - <3=2,1 м3/сут, обводненность нефти 40%. Средний дебит по скважинам куста №2590 составляет 3,5 м3/сут.

Основные выводы

1. Выявлены основные факторы, оказывающие отрицательное действие на фильтрационные параметры пласта. Наиболее сильное влияние оказывает проникающий в породу фильтрат тампонажного раствора, в меньшей степени -механическая кольматация каналов фильтрации буровым и тампонажным растворами. Дана оценка отрицательных последствий после первичного вскрытия пласта и тампонирования скважины.

2. Установлено, что при условии фильтрации тампонажного раствора через керн с полимер-глинистой коркой бурового раствора динамика фильтратоотдачи тампонажного раствора при репрессии выше 5 МПа остается неизменной, при репрессии до 13,8 МПа тампонажный раствор не оказывает кольматирующего действия на породу.

3. Уточнен механизм взаимодействия фильтрата тампонажного раствора с пластовыми флюидами и горной породой. При смешении фильтратов бурового и

тампонажного растворов с пластовыми флюидами образуются высоковязкие смеси. Так, при температуре 30 °С, смеси обладают СНС до 440 дПа и ДНС до 2350 дПа, извлечение которых из породы практически невозможно. С уменьшением размеров пор в породе усиливается процесс снижения проницаемости пород пласта.

4. Установлена взаимосвязь проницаемости пород пласта с такими факторами как: набухаемость чувствительных к воде минералов, состав бурового раствора, механическая кольматация каналов фильтрации буровым и тампонажным растворами, репрессия, создаваемая на пласт в ходе тампонажных работ.

5. Разработан методический подход по выбору состава тампонажного раствора с целью минимизации отрицательного воздействия тампонажных работ на фильтрационно-емкостные параметры пород.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих научных трудах:

1. Ишбаев Р.Р. Исследование динамики проницаемости моделей горных пород в процессах тампонирования скважины / P.P. Ишбаев, Ю.В. Зейгман // Нефтегазовое дело: электрон, науч. журнал. - Уфа, 2012, №3. С. 92-98.

2. Ишбаев P.P. Диагностирование влияния технологий первичного вскрытия и тампонирования скважин на фильтрационные параметры пород призабойной зоны пласта / P.P. Ишбаев, Ю.В. Зейгман // Нефтегазовое дело: электрон, науч. журнал. - Уфа, 2012, №4. С. 32-40.

3. Ишбаев P.P. Исследование динамики проницаемости моделей горных пород в процессах тампонирования скважины / P.P. Ишбаев, Ю.В. Зейгман // 63-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ - Уфа: УГНТУ, 2012. С. 361.

4. Ишбаев Р.Р Влияние фильтрата тампонажного раствора на проницаемость коллектора по нефти / P.P. Ишбаев, Ю.В. Зейгман // Неньютоновские системы в нефтегазовой отрасли материалы международного семинара, посвященного памяти А.Х. Мирзаджанзаде. - Уфа, 2012. С. 137-141.

Подписано к печати 14.11.2013 г. Бумага писчая. Заказ №1. Тираж 100 экз. Гарнитура «Тайме». ИП Покшубин СА 450065, г. Уфа, ул. Кольцевая, 8

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Ишбаев, Рамиль Рауилевич, Уфа

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

На правах рукописи

04201454471

ИШБАЕВ РАМИЛЬ РАУИЛЕВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ МЕХАНИЗМОВ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ГОРНЫХ ПОРОД С ТАМПОНАЖНЫМИ

РАСТВОРАМИ

Специальность 25.00.17-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель д.т.н., профессор Ю.В. Зейгман

Уфа 2013

СОДЕРЖАНИЕ

С

ВВЕДЕНИЕ................................................................................. 5

1 АНАЛИЗ И ОБОБЩЕНИЕ ИНФОРМАЦИИ ПО ПРОБЛЕМЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ С ПОРОДОЙ ПЛАСТА. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ

ИССЛЕДОВАНИЯ.................................................................. 9

1.1 Сведения о составах и характеристиках тампонажных растворов, применяемых в операциях по заканчиванию скважин. Последствия присутствия в продуктивном коллекторе составляющих тампонажного раствора............................................................ 9

1.2 Классификация и области применения технологий тампонирования скважин и тампонажных растворов. Требования, предъявляемые к тампонажным растворам........................................................... 15

1.3 Изменение характеристик цементного камня в результате фильтрации жидкости затворения в пласт....................................................... 19

1.4 Повреждение пласта при первичном вскрытии............................... 23

1.5 Повреждение пласта при тампонировании скважины....................... 25

1.6 Роль буферных жидкостей в изменении фильтрационных параметров пласта в процессе тампонажных работ.......................................... 28

1.7 Методы исследования влияния тампонажного раствора на фильтрационно-емкостные параметры пород пласта.......................... 29

1.8 Анализ путей снижения отрицательного влияния тампонажных работ

на фильтрационно-емкостные параметры пород пласта.................... 33

1.9 Выводы по главе 1. Постановка цели и задач исследования................ 41

2 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ И ТАМПОНИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫ НА ДИНАМИКУ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПОРОД ПЛАСТА............................................ 43

2.1 Моделирование фильтрации воды затворения тампонажного раствора в модель пласта после первичного вскрытия. Влияние состава бурового раствора и реагентов - понизителей водоотдачи на характер

фильтрации............................................................................ 43

2.2 Исследование влияния состава бурового раствора и технологий тампонирования скважины на фильтрационно-емкостные характеристики моделей пород..................................................... 55

2.3 Выводы по главе 2..................................................................... 66

3 МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ, ПРОИСХОДЯЩИХ В

ПЛАСТЕ ПРИ ПРОНИКНОВЕНИИ ФИЛЬТРАТА ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА.............................................. 68

3.1 Исследование состава фильтрата тампонажного раствора. Взаимодействие фильтрата с пластовыми водами............................ 68

3.2 Исследование влияния фильтрата тампонажного раствора на набухаемость чувствительных к воде минералов............................... 71

3.3 Исследование поверхностных сил на границе раздела фаз фильтрат тампонажного раствора - нефть. Исследование поверхностных свойств каналов фильтрации при взаимодействии с фильтратом тампонажного раствора............................................................. 74

3.4 Исследование реологических параметров, образующихся в породе смесей фильтратов бурового и тампонажного растворов с

нефтью.................................................................................. 77

3.5 Модель влияния тампонажных работ на фильтрационно-емкостные характеристики пород пласта...................................................... 82

3.6 Влияние фильтрата тампонажного раствора на динамику обводненности скважин............................................................ 83

3.7 Оценка влияния процесса тампонирования скважины на фильтрационные параметры пород пласта по промысловым

данным.................................................................................. 86

3.8 Выводы по главе 3.................................................................... 90

4 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ПОДБОРА ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА ДЛЯ МИНИМИЗАЦИИ ОТРИЦАТЕЛЬНОГО ВЛИЯНИЯ ПРОЦЕССА КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ НА ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПОРОД

ПЛАСТА.............................................................................. 92

Выводы по главе 4................................................................... 103

Основные выводы........................................................................ 104

Список сокращений и условных обозначений................................... 105

Список использованных источников................................................ 106

Приложения................................................................................ 113

ВВЕДЕНИЕ

В связи с ростом объемов бурения новых скважин в осложненных условиях существует потребность в повышении качества строительства нефтяных и газовых скважин. Одним из эффективных способов является сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов на стадиях первичного вскрытия и тампонирования скважин, а также создание качественного цементного кольца, предотвращающего перетоки флюидов между пропластками.

В настоящее время наиболее широкий интерес приобрели методы совершенствования первичного вскрытия, но они не могут полностью обеспечить сохранность коллекторских свойств пласта при заканчивании скважин. Как показывает практика, в ходе тампонажных работ в пласт отфильтровывается до 50 % от всей воды затворения. Проникновение фильтрата тампонажного раствора приводит к обводнению продукции скважины и затрудняет извлечение пластовых флюидов на поверхность. Об этом свидетельствуют и промысловые исследования. По месторождениям Западной Сибири необсаженные скважины имеют в среднем в 3-4 раза больший дебит по сравнению с обсаженными скважинами на тех же участках. Показателем ухудшения фильтрационных параметров пластов также являются высокие значения скин-факторов по скважинам многих других месторождений.

Несмотря на большой объем исследований, посвященных данному вопросу, проблема остается актуальной. В первую очередь это связано с невозможностью проведения промысловых испытаний с целью получения качественной оценки всех факторов, влияющих на проницаемость пласта. В связи с этим получение широкой информации по данному вопросу возможно лишь в ходе лабораторных исследований.

Для обеспечения максимальной сохранности коллекторских свойств продуктивных пластов в процессе тампонажных работ необходимо детально разобрать механизм воздействия тампонажного раствора на пласт. Выявив ключевые факторы, оказывающие отрицательное действие на проницаемость

пород пласта, и минимизировав их влияние, можно значительно эффективней сохранить коллекторские свойства пластов при заканчивании скважин.

Цель диссертационной работы - разработка методического подхода по выбору состава тампонажного раствора путем уточнения механизмов его воздействия на фильтрационно-емкостные параметры пласта.

Основные задачи исследования

1. Исследование факторов, способствующих изменению фильтрационно-емкостных параметров пород пласта в процессе тампонажных работ.

2. Моделирование процессов тампонирования скважины после первичного вскрытия пласта в лабораторных условиях. Исследование динамики фильтрационно-емкостных параметров пород при изменении составов буровых и тампонажных растворов и действующих репрессий.

3. Исследование физико-химических процессов взаимодействия нефтенасыщенных горных пород с фильтратом тампонажного раствора.

4. Разработка методического подхода по выбору состава тампонажного раствора для уменьшения отрицательного действия тампонажного раствора на пласт.

Методы исследования

Решение поставленных задач базируется на результатах лабораторных экспериментов с применением современных приборов и установок. Все испытания проводились по действующим стандартам Российской Федерации и American Petroleum Institute (API).

Для анализа результатов восстановления естественной проницаемости пород после тампонажных работ использована исходная промысловая информация, полученная с помощью современных приборов и методов измерения.

Научная новизна

1. Выявлено, что динамика фильтратоотдачи портландцементного тампонажного раствора через корку бурового раствора остается неизменной при репрессии на пласт более 5 МПа.

2. Установлено, что при условии наличия полимер-глинистой корки бурового раствора и репрессии на пласт ниже 13,8 МПа, изменение фильтрационных параметров терригенных песчаников происходит только за счет взаимодействия фильтрата тампонажного раствора с пластовыми флюидами, механическая кольматация породы твердой фазой тампонажного раствора отсутствует.

3. Определено, что основной причиной снижения проницаемости пород призабойной зоны пласта является образование высоковязких смесей в результате смешения фильтратов бурового и тампонажного растворов с пластовыми флюидами. При температуре 30°С образуются смеси со статическим напряжением сдвига (СНС) 440 дПа и динамическим напряжением сдвига (ДНС) 2350 дПа, извлечение которых из породы на практике не установлено.

Практическая ценность

Разработанный методический подход по выбору состава тампонажного раствора для минимизации отрицательного действия технологий тампонирования скважины на фильтрационно-емкостные параметры пласта применяется в учебном процессе ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» при проведении практических и лабораторных занятий по курсу «Скважинная добыча нефти» со студентами специальности 130503 -«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а также с магистрами направления 130500 - «Нефтегазовое дело» по программе 553612 для решения задач по оценке восстановления проницаемости нефтенасыщенных горных пород после тампонажных работ.

На Мельниковском месторождении ОАО «РИТЭК» было проведено тампонирование скважины №2594 с применением предложенного методического подхода по подбору тампонажного раствора к конкретным условиям скважины. Полученные результаты по данным освоения скважины были положительными.

Апробация результатов работы

Результаты и основные положения работы докладывались на 63-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (г. Уфа, 2012), международном семинаре, посвященному памяти

А.Х. Мирзаджанзаде «Неньютоновские системы в нефтегазовой отрасли» (г.Уфа, 2012).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 4 печатных работы, в том числе: 2 статьи в изданиях, включенных в перечень ВАК Минобрнауки РФ, 2 статьи в материалах научной конференции.

1 АНАЛИЗ И ОБОБЩЕНИЕ ИНФОРМАЦИИ ПО ПРОБЛЕМЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ С ПОРОДОЙ ПЛАСТА. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1 Сведения о составах и характеристиках тампонажных растворов, применяемых в операциях по заканчиванию скважин. Последствия присутствия в продуктивном коллекторе составляющих тампонажного раствора

При заканчивании скважины состав тампонажного раствора оказывает значительное влияние на качество цементного камня, а также на загрязнение пород призабойной зоны пласта. Чтобы понять механизм и степень влияния проникновения тампонажного раствора в пласт и как меняется качество цементного камня в процессе тампонажных работ, необходимо рассмотреть наиболее часто применяемые составы тампонажных растворов и их характеристики.

Тампонажные цементы изготавливаются согласно ГОСТ 1581-96 путем измельчения портландцементного клинкера, гипса с применением различных добавок или без них. При приготовлении тампонажного цемента используются в основном портландцементы высокого качества, по составу клинкера они близки к строительным сортам портландцемента. Портландцемент представляет собой мелкозернистый порошок. Цвет порошка зависит от используемых при его приготовлении добавок.

В состав тампонажного портландцемента входят следующие химические соединения: двуокись кремния, окись кальция, окись железа, окись алюминия, окись магния и трехокись серы. В основном все тампонажные цементы состоят из четырех основных минералов [47]:

1. Трехкальциевый алюминат ЗСаО-А12Оз(СзА). Оказывает влияние на сроки схватывания, время сохранения подвижности тампонажного раствора; с уменьшением содержания трехкальциевого алюмината, улучшается сульфатостойкость цемента.

2. Трехкальциевый силикат (алит) ЗСаО-8Ю2(С38). Оказывает влияние на развитие ранней прочности цементного камня.

3. Двухкальциевый силикат (белит) 2СаО-8Ю2(С28). Влияет на конечную прочность портландцементного камня; Обладает очень медленной гидратацией.

4. Четырехкальциевый алюмоферрит (браунмиллерит) 4СаО- А1203 Ре203 (С4АР). Оказывает слабое влияние на прочностные характеристики портланцементного камня.

Помимо основных минералов в состав клинкера портландцемента могут входить окислы Р205; К20; М^О; Иа20 и 803 Данные химические соединения негативным образом отражаются на прочностных характеристиках цементного камня. Их присутствие в составе клинкера стараются ограничить. В ГОСТ1581-96 приводится предельно допустимая концентрация этих окислов в составе клинкера.

Разберем назначение окислов, входящих в состав основных минералов клинкера:

- СаО входит в состав силикатов, алюминатов и ферритов. Присутствует в цементном клинкере в химически связанном состоянии. Оказывает влияние на прочностные характеристики цементного камня;

- 8Ю2 позволяет регулировать гидравлические свойства тампонажного раствора. Придает цементному камню сульфатостойкость. При увеличении концентрации БЮ2 замедляются сроки схватывания цементного камня и снижается темп набора его прочности;

- А1203 входит в состав трехкальциевого алюмината, четырехкальциевого алюмоферрита и кристаллической решетки трехкальциевого силиката. С увеличением концентрации А1203 увеличиваются сроки схватывания тампонажного раствора, скорость нарастания прочности цементного камня. Однако с увеличением содержания А1203 ухудшается коррозионная стойкость цементного камня;

- Fe203 входит в состав сырьевой смеси. С увеличением его концентрации в составе цемента снижается температура спекания клинкера. При увеличении содержания этого окисла увеличивается коррозионная стойкость цементного камня;

- ТЮ2 его содержание в клинкере в малых количествах (до 4 %), практически не влияет на свойства цемента. При его содержании более 4 % прочность цементного камня несколько увеличивается.

Чем сложнее геологическое строение скважины, тем выше требования к технике и технологии крепления. Также повышается уровень требований к тампонажным материалам. В связи с этим возникает потребность использования дополнительных химических реагентов с целью регулирования свойств тампонажных растворов и камня [25].

Химические реагенты, добавляемые в тампонажные растворы, предназначены для регулирования свойств тампонажных систем: сроки схватывания, время загустевания, реологические свойства, седиментационная устойчивость, механическая прочность и проницаемость цементного камня, коррозионная устойчивость. Концентрация тех или иных добавок подбирается для конкретных условий скважины.

При изменении одного из показателей тампонажного раствора изменяются другие параметры и в ряде случаев в нежелательном направлении [25]. Реагенты, добавляемые в состав тампонажных растворов, оказывают комплексное воздействие и изменяют одновременно несколько параметров.

Все химические реагенты, используемые в тампонажных растворах, по их действию разделяют на следующие типы [25]:

1. Ускорители схватывания и твердения (NaCl, KCl, NaOH, жидкое стекло

и др.).

2. Замедлители схватывания и твердения (окзил, хромпик, гипан, ТОГК и

ДР-)-

3. Регуляторы реологических свойств тампонажных растворов (СДБ, гипан, винная кислота и др.).

4. Понизители водоотдачи (окзил, поливиниловый спирт, метилцелюлоза

и др.);

5. Пеногасители, в большинстве случаев растворы в дизельном топливе (окисленный парафин, суспензия полиэтилена, сивушное масло и др.).

Следует учитывать, что большинство химических реагентов оказывают комплексное воздействие, то есть одновременно влияют на несколько параметров тампонажного раствора.

Оценку реологических характеристик тампонажных растворов производят с целью получения параметров, необходимых для гидравлических расчетов, для изучения механизма структурообразования в процессе движения [8]. В связи с тем, что в последние годы разрабатываются месторождения со все более сложными гидродинамическими условиями, к тампонажному раствору предъявляются определенные требования по реологическим параметрам.

Для успешного проведения тампонажных работ в условиях конкретной скважины необходимо принимать во внимание следующие параметры раствора и цементного камня:

1. Растекаемость тампонажного раствора. Данный параметр является одним из самых значимых. Он характеризует подвижность тампонажного раствора, способность свободно прокачиваться через трубы на период проведения тампонажных рабо