Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геолого-промысловое обоснование методов предупреждения газо- и пескопроявления в слабосцементированных коллекторах

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Геолого-промысловое обоснование методов предупреждения газо- и пескопроявления в слабосцементированных коллекторах"

МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО

ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

На правах рукописи

ДЕМИЧЕВ СЕРГЕЙ СЕМЕНОВИЧ

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЕ ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДОВ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГАЗО- И ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯ В СЛАБОСЦЕМЕНТИРОВАННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

( на примере верхнеапт-сеноманских отложений Севера Западной Сибири)

Специальность: 04.00.17 - геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Тюмень - 1997

Работа выполнена в Западно-Сибирском научно-исследовательском и проектно-конструкторском. институте технологии глубокого разведочного бурения (ЗапСибБурНИПИ) и в Тюменском государственном нефтегазовом университете

Научный руководитель

- доктор геолого-минералогических наук, профессор, академик АТН и АЕН РФ В.Г. Каналин

Официальные оппоненты

- доктор геолого-минералогических наук, профессор, академик РАЕН

Ф.З. Хафизов • кандидат геолого-минералогических наук К.В. Светлов

Ведущее предприятие

- " Мегионнефтегазгеология"

1997

г.

.. .Защита диссертации состоится " /г: в /у часов на заседании диссертационного Совета № Д 064.07.01 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, г.Тюмень, ул.Володарского, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета.

Автореферат разослан

3 «

1997 г.

Ученый секретарь ¿/¿Юо-уС^- - кандидат геолого-

диссертационного Совета ' минералогических

№ Д 064.07.01 наук, профессор

А.А.Дорошенко

-з-

Общая характеристика работы

Актуальность темы. В последние годы в ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции наблюдается снижение добычи нефти вследствие истощения старых, хорошо изученных месторождений. В связи с этим остро встает вопрос об изыскании резервов стабилизации и повышения добычи путем вовлечения в разработку нетрадиционных залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Они характеризуются сложным геологическим строением, специфическими особенностями коллекторов, своеобразными условиями формирования углеводородов, высокой вязкостью нефтей, значительной неоднородностью фациального состава как по латерали, так и по разрезу залежи, а также содержанием газовых шапок различной толщины. Нередко, в формировании подобных залежей существенную роль играют тектонические нарушения.

Одним из резервов увеличения добычи нефти в этом регионе является разведка и разработка газонефтяных залежей, приуроченных к верхнеапт-сеноманским отложениям. Впервые подобные залежи в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции были открыты на Русском, Антипаютинском, Барсуковском, Ваньеганском, Комсомольском, Мессояхском и других месторождениях. В комплекс мероприятий, повышающих продуктивность разведочных скважин на таких месторождениях и, следовательно, эффективность геологоразведочных работ, в первую очередь входит предупреждение пескопроявлений и ликвидация прорыва газа из газовой шапки в ствол скважины при их испытании и эксплуатации.

С целью максимальной выработки трудноизвлекаемых запасов в настоящих исследованиях основное внимание уделено разработке методики научно-обоснованного выбора объектов испытания, геолого-промысловому обоснованию применения новых газо-и пескоизолирующих составов, а также методов и технологий предупреждения газо- и пескопроявлений в слабосцементированных коллекторах, насыщенных высоковязкой нефтью.

Отсутствие достаточного отечественного и зарубежного опыта проведения газо-пескоизоляционных работ на скважинах, вскрывших слабосцементирован-ные коллекторы в газонефтяных залежах, а также содержание в них более миллиарда тонн извлекаемых запасов нефти и определили актуальность диссертационной работы, которая посвящена изучению научных и практических проблем увеличения продуктивности разведочных скважин, вскрывших залежи с трудноизвлекаемыми запасами.

_

Цель работы. Конечной целью представленных исследований является:

Геолого-промысловое обоснование применения методов предупреждения газо-и пескопроявлений в слабосцементированных коллекторах верхнеапт-сеноманских залежей с целью получения промышленных притоков и вовлечения их в разработку.

Основные задачи исследований.

1. Изучение геолого-геофизической и геолого-промысловой характеристики газонефтяных залежей в связи с необходимостью обоснования применения газо-и пескоизолирующих составов и методов воздействия на прискважинную зону пластов в зависимости от строения газонефтяной залежи по ее разрезу.

2. На основе экспериментальных исследований обосновать и создать новые газо- и пескоизолирующие составы с учетом конкретных геолого-промысловых особенностей строения залежей.

3. Геолого-промысловое обоснование методики выбора объектов испытания и разработка комплекса мероприятий для предупреждения газо-и пескопроявления в скважинах с целью получения промышленных притоков нефти и максимальной выработки трудноизвлекаемых запасов нефти.

4. Геолого-экономическая оценка рекомендуемых газо- и пескоизолирующих методов, учитывающих геологические и геолого-промысловые особенности изучаемых залежей.

Методы решения поставленных задач.

Решение поставленных задач осуществлялось на основе системных комплексных методов геолого-промыслового анализа, детального изучения геолого-геофизическими методами строения газонефтяных залежей по разрезу, петрографических характеристик и литолого-физических свойств пород, обобщения результатов многочисленных исследований и физико-химических экспериментов по теме диссертации, всестороннего учета основных факторов и условий, влияющих на продуктивность скважин по нефти, выполнения большого объема экспериментальных работ и промысловых исследований на скважинах.

Научная новизна работы.

Впервые для месторождений Западной Сибири получены следующие результаты.

1. Разработаны методика выбора объектов испытания, а также методы предупреждения газо-и пескопроявлений газонефтяных залежей, сложенных слабосцементированными коллекторами.

s-

2. Обоснованы геолого-промысловые критерии применения методов газо- и пескоизоляции в зависимости от строения газонефтяных залежей по разрезу и свойств насыщающих пласт флюидов с целью получения промышленных притоков нефти.

3. Разработаны геолого-промысловые мероприятия для предупреждения газо-и пескопроявления физико-химическими методами в конкретных горно-геологических условиях.

4. Разработаны новые газо- и пескоизолирующие составы для газонефтяных залежей. На основе экспериментальных исследований и промысловых испытаний доказана геологическая и экономическая эффективность их применения с целью максимальной выработки трудноизвлекаемых запасов. Все разработки выполнены на уровне патентов и изобретений, что подтверждает их научную новизну.

Основные защищаемые положения.

1. Литолого-физическая, геолого-промысловая характеристика, а также строение газонефтяных залежей по разрезу, приуроченных к верхнеапт-сеномакским отложениям Севера Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти.

2. Геолого-промысловые критерии применения методов предупреждения газо- и пескопроявления при испытании объектов газонефтяный залежей с целью получения промышленных притоков нефти и максимальной выработки трудноизвлекаемых запасов.

3. Обоснование методики выбора объектов испытания на основе геолого-промыслового изучения исследуемых залежей.

4. Геологическая и геолого-экономическая эффективность методов предупреждения газо- и пескопроявлений, базирующаяся на применении новых составов на основе кремнийорганической, алкилрезорциноформальдегидной и фенолрезорциноформальдегид-ной смол.

Практическая ценность исследований.

1. Разработана методика выбора объектов испытания и четыре способа предупреждения газо- и пескопроявлений газонефтяных залежей, сложенных слабосцементированными коллекторами, апробированных при проведении геологоразведочных работ на нефть в условиях Западной Сибири.

2. Созданы новые рецептуры рабочих жидкостей и технологии их применения. Экономический эффект от использования рекомендаций автора, подтвержденный концерном "Тюменьгеология", составил 42.3 млн.руб ( в ценах 1991 г.)

3. Практические выводы, рекомендации, изложенные I диссертационной работе, позволяют уточнить геолого-промысловые особенности строения залежей, более объективно подходить к вопросам газо-и пескоизоляции, повысить их качество с целью подготовки трудноизвлекаемых запасов к разработке и тем самым повысить эффективность геологоразведочных работ: Только по разведочным площадям концерна "Тюменьгеология", на которых использовались разработанные автором методы, прирост извлекаемых запасов нефти категории С1 составил около 20 млн.т.

Реализация работы.

Результаты исследований, выполненных по теме диссертационной работы, реализованы непосредственно в промысловых условиях при выборе объектов испытания и методов воздействия на прискважинную зону газонефтяных пластов с целью ограничения газо- и пескопроявлений на некоторых площадях района деятельности ГГП "Мегионнефтегазгеология".

Научные и практические результаты исследований автора нашли применения при разработке "Справочного руководства по применению химических реагентов при испытании разведочных скважин в Западной Сибири", Тюмень, 1988, "Временных технических условий на проведение ремонтно-изоляционных работ в поисково-разведочных скважинах Западной Сибири", Тюмень, 1988, "Временного типового регламента на интенсификацию притоков и водоизоляцию в разведочных скважинах", Тюмень, 1990. Все руководства были использованы в нефтегазоразведочных предприятиях Западной Сибири.

Апробация работы.

Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на научно-практической конференции (Тюмень, 1990), на Всесоюзном семинаре (Тюмень, 1990), НТС ГГП "Пурнефтегазгеология" (пос.' Тарко-Сале, 1991), секции Ученого Совета ЗапСибБурНИПИ (Тюмень, 1992), Международном симпозиуме по нетрадиционным источникам углеводородного сырья (Санкт-Петербург, 1992), Международной конференции, посвященной 30-летию ТИИ (Тюмень, 1993), на Ученом Совете ЗапСибБурНИПИ (Тюмень, 1996), на совместном заседании кафедры промысловой геологии и геологии поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений при Тюменском государственном университете (Тюмень, 1997).

Публикации. Основные положения диссертационной работы опубликованы в 9 научных статьях, защищены двумя патентами и двумя авторскими свидетельствами.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из "Введения", 5 глав и "Заключения" , изложенных на 127 страницах и библиографий из 82 наименований). В качестве приложения приведен акт концерна "Тюменьгеология", подтверждающий фактическую геолого-экономическую

эффективность разработок автора.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы и необходимость ее постановки, определены цели и задачи исследований, методы их решения, научная новизна, практическая ценность и реализация разработок автора.

В первой главе приведены основные черты геологического строения Севера Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, дается физико-литологическая, геолого-геофизическая и геолого-промысловая характеристики продуктивных пластов нефтяных и газовых залежей верхнеапт-сеноманских отложений. Изученные газонефтяные залежи приурочены к неоднородным коллекторам с различными фильтрационно-емкостными свойствами,

контролируемыми литолого-петрографической характеристикой пород и термобарическими условиями залегания.

Залежи в основном массивные с подстилающими подошвенными водами, коллекторы преимущественно порового типа, литолого-петрографические и фильтрационные свойства которых к настоящему времени достаточно хорошо изучены. Неоднородность залежей изменяется как по площади, так и по разрезу, наиболее глинистые породы приурочены к подошвенной части залежи, наиболее песчаные коллекторы приурочены к кровельной части залежи. Верхняя часть залежи характеризуется коэффициентом песчанистости равном 0.7, коэффициент расчлененности 0.8. Открытая пористость в отдельных случаях варьирует до 44%.

Газонасыщенная часть залежи охарактеризована керном на 18-19%, нефтенасыщенная на 19.3%. Проницаемость от 0.1 - 0.15 до 1 и выше мкм2 . Коэффициент проницаемости определялся по керну и по промыслово-геофизическим исследованиям с

-г-

использованием обобщенной связи апс = Г (Кпр), Кпр = 35. Коэффициент пористости Кпор = 0.37. Остаточная водонасыщенность 0.25; коэффициент нефтенасыщенности 0.75; средняя нефтенасыщенная толщина - 9.7 м.

Режим работы залежи в основном газонапорный (нефть продвигается к забою скважины за счет напора газа, находящегося непосредственно в газовой шапке), совместно с упруго-водонапорным (за счет энергии упругих сил воды, нефти и горных пород).

Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов представлена следующими основными параметрами. Дебит нефти колеблется от нескольких метров до 5-37 м3/сут через 8 мм штуцер, газа до 94-1400 тыс. м3/сут через 25-28 мм шайбу. Пластовое давление залежи в основном соответствует гидростатическому и колеблется от 8.0 до 11.5 МПа. Депрессии на пласт создаются от 1.0 до 3.5 МПа. При АР свыше 3.5 МПа начинается вынос песка в ствол скважины. Пластовая температура от 15 до 30°С. Газовый фактор незначительный и составляет 2-35 м3/м3. Давление насыщения составляет 4.5-7.4 МПа. Средняя плотность разгазированной нефти 939 кг/м3, вязкость 160мм2/сек, объемный коэффициент 1.044. Плотность газа от 0.678 до 0.714 г/л, средний коэффициент растворимости 0.318 м3/м. По химическому составу нефть малосернистая (от 0.35 до 0.7%), смолистая (смол селикагелевых от 10 до 12.5%), малопарафинистая (от 0.9 до1.4%), по углеводородному составу преимущественно нафтеновая. Все исследования проб нефти проводились в ЦЛ концерна Тюменьгеология. Водонефтяной и газонефтяной контакты определялись по стандартной методике ГИС, принятой в Западной Сибири.

Во второй главе рассматриваются основные осложнения, возникающие в процессе испытания нефтяных и газовых скважин. Показаны причины газо-и пескопроявлений, а также выявлены условия перехода скважин на режим свободного перелива.

Проанализировано состояние изученности проблемы предупреждения газо- и пескопроявления. Изучению вопросов газо-и пескоизоляции посвящены работы А.Г.Аветисова, Ю.Е.Батурина, В.А.Блажевича, А.Ш.Газизова, В.И.Дадыко, Ю.В.Земцова, I А.В.Маляренко I, А.П.Телкова, В.К.Федорцова, А.К.Ягафарова и других отечественных и зарубежных исследователей.

На основании фактического геолого-промыслового материала и литературного обзора проведен критический научный анализ традиционных методов предупреждения осложнений при испытании нефтяных и газовых скважин, из которого следует, что промысловая практика в настоящее время не располагает надежными

эффективными техническими решениями, обеспечивающими газо- и тескоизоляцию в скважинах, вскрывших газо нефтяные залежи. Сделан вывод о необходимости усовершенствования традиционных и :озданию новых методов газо- и пескоизоляции с целью получения громышленных притоков нефти.

В третьей главе дается геолого-геофизическое и промысловое эбоснование выбора продуктивного объекта и метода трсдупрсждения прорыва газа из газовой шапки в ствол скважины.

Для получения достоверной информации о характере гасыщения продуктивного объекта и предупреждения прорыва газа 13 газовой шапки в ствол скважины большое значение имеет научно >боснованный выбор объекта испытания и метода газоизоляции.

Как правило, выбор объекта испытания осуществляется с фиплечением материалов геофизического исследования скважин ГИС), где за основу берутся прямые и косвенные признаки (ыделения коллектора. По мнению автора, при обосновании выбора фодуктивного объекта испытания за основу следует взять не только радиционный комплекс ГИС, но и зональное в вертикальном гаправлении строение нефтяных и газонефтяных залежей, |бусловленное различной степенью подвижности насыщающих пласт флюидов.

Изучением зонального вертикального строения нефтяных и азонефтяных залежей в Западной Сибири занимались такие [сследователи как В.Х.Ахияров, В.А.Бадьянов, Л.Ф.Дементьев, 5.Г.Каналин, М.К.Капралова, IА.Г.Телишев! | Ф.З.Хафизов и др. В рудах этих ученых дается представление о зональном строении глеводородной залежи,но,как правило, нет четкого способа пределения отдельных зон границ залежи. В этом отношении :сследования, проведенные В.К.Федорцовым, основанные на рименении методов статического дифференцирования аспределения коэффициентов нефтенасыщенности и удельного лектрического сопротивления по разрезу залежи, являются не олько детальными, но позволяют перейти к планомерному зучению специальных свойств каждой из выделенных зон. ональность по разрезу нефтяных и газонефтяных залежей будет, чевидно, являться одним из решающих факторов при обосновании ыделения объектов испытания, способов их освоения и методов редупреждения прорыва газа в ствол скважины.

С целью получения достоверной информации о характере асыщения продуктивного объекта, автором изучалось распределение оэффициента нефтенасыщенности по разрезу газонефтяной залежи аньеганского месторождения.

Коэффициент нефтенасыщенности определялся по стандартной методике с использованием графиков Р„=Г (Кп) и Рн= f (Кв). Затем проводилось построение графиков в координатах нефтенасыщенность пластов (Кн) - превышение над установленной отметкой ВНК (АН). Далее методом статистического дифференцирования кривая (Жн/ с1н разделена на отдельные самостоятельные зоны по степени нефтенасыщения. Исследования были проведены по 30 скважинам, вскрывшим верхнеапт-сеноманские отложения. Построенная кривая распределения К„ по разрезу залежи и обработанная методом статистического дифференцирования, позволила выделить четыре самостоятельные зоны (рис.1):

а - водонасыщенная зона; б - зона с остаточным содержанием нефти: в - зона недонасыщения; г - зона предельного нефтенасыщения.

По экстремальным точкам графика распределения градиента коэффициента нефтенасыщения видно, что зоны "в" и "г" имеют толщину порядка 20 м. По данным геолого-промыслового материала при испытании из зоны недонасыщения (толщина 7.5 м) как правило были получены совместные притоки нефти и пластовой воды. Получению безводной нефти из зоны недонасыщения "в" посвящены работы многих исследователей таких как В.К.Федорцов, А.П.Телков, А.К.Ягафаров, И.И.Клещенко и других, где они подробно рассматривают строение зоны недонасыщения и геолого-промысловые условия получения безводных притоков нефти. Поэтому в работе эта зона не рассматривается и для получения притоков безводной нефти рекомендуется перфорировать и проводить испытание в зоне предельного нефтенасыщения объекта.

Из графика распределения градиента Кн видно, что газовая часть газонефтяной залежи на нем не отражена, в связи с этим нами было рассмотрено изменение распределения удельного электрического сопротивления по тем же скважинам Ваньеганского месторождения. Так как в газонефтяных залежах при переходе от нефтенасыщенной к газонасыщенной зоне распределения связанной воды становится более сложным, это должно отразиться в распределении удельного электрического сопротивления. И действительно во всех случаях, при переходе от нефтяной к газовой части залежи, отмечается заметное увеличение удельных электрических сопротивлений (рис.2).

Метод статистического дифференцирования позволил выделить в пределах газонасыщенной части залежи две зоны: в нижней части (зона "д") зону с повышенным содержанием остаточной нефти по

Распределение коэффициента нефтенасыщенности (Км) и его градиента (с!К„/(1Н) в зависимости от удаления от установленной отметки ВНК (ДН) « бо &о г 5 &

йН.м '

20

йН,м

20 ■

)5 ■ • •

5 • Ж'

ЬНК о 'Ж1"

-5

а - водонасыщенная зона; б - зона остаточной нефтенасыщенности; в - зона недонасышения; г - зона предельного нефтенасышения

Рис. 1

Распрсделение градиента значений р„ по высоте газонефтяной залежи верхнеапт-сеноманских отложений Ваньеганского месторождения

а) - водонасыщениая зона;

б) - зона остаточной нефтснасыщенности;

в) - зона недонасищенил порового объема коллектора нефтью;

г) - зона предельного нефтенасыщения:

д) - зона повышенного содержании остаточной нефти; с) - зона предельного газонасышения.

Рис. 2

резкому спаду градиента с1рп/сШ толщиной до 9 м, выше которой располагается зона предельного газонасыщения, характеризующаяся примерно постоянным небольшим градиентом.

По Ваньеганскому месторождению на участке разведочных скважин по пластам верхнеапт-сеноманских отложений проведена интерпретация материалов ГИС с целью определения удельного электрического сопротивления. По результатам ГИС построена, кривая изменения рп по разрезу залежи в зависимости от превышения над установленными отметками ВНК и ГНК.,

Методом статистического дифференцирования кривой получено распределение градиента значений <Зрп/сШ по разрезу газонефтяной залежи и выделены следующие зоны (см.рис.2): а - водонасыщенная;

б - остаточной нефтенасыщенности, толщиной 2.5 м, нефть неподвижная;

в - недонасыщения порового объема коллекторов нефтью,

толщиной 7.5; г - предельного нефтенасыщения толщиной до 12.5; д - с повышенным содержанием остаточной нефти до 9 м; е - предельного газонасыщения.

Для ликвидации прорыва газа в ствол скважины автором предлагается использовать нетрадиционный способ, основанный на применении кремшшорганических соединений (КОС), и технологию проведения газоизоляционных работ (патент РФ № 139215). Этот способ заключается в закачке в нефгегазонасьиценную часть залежи (зона "д") изоляционной композиции на основе этилсиликатной ;молы (ЭТС-16, ЭТС-40, ЭТС-32, ЭТС-конденсата) в смеси с торошкообразной синтетической виноградной кислотой (СВК) И ¡одного раствора хлорида кальция (СаС12). Предложенные в патенте ЕСОС при производстве изоляционных работ не выделяют свободного слора, что предопределяет безопасность их применения.

Газоизоляционные работы с применением предложенного •.пособа и технологии впервые были применены на скважине Р-145 Заньеганского месторождения в интервале 972-978 м (пласт ПК3). По >езультатам интерпретации материалов ГИС интервал 972-978 м »екомсндуется к испытанию с целью получения промышленного гритока нефти (рис.3). Но в процессе испытания скважина начала эонтанировать газом с песком. В связи с этим по результатам [нтерпретации материалов ГИС была построена кривая градиента начений с1рпДЩ по разрезу газонефтяной залежи, по которой четко тбивается интервал нефтегазонасыщенной части (зона "д")- Было становлено, что газ в колонну поступает через верхние отверстия нтервала перфорации по границе ГНК. Для ликвидации

Геолого-геофизическая характеристика верхнеапт-сеноманских отложений по высоте газопефгяной залежи ( скважина Р-145 Ваньеганского месторождения)

Рис. 5

газопроявления был применен традиционный способ борьбы с прорывом газа, т.е. закачка цементного раствора в пласт, для чего в пласт было дважды закачано по 1.5 м3 цементного раствора. Характер работы скважины не изменился.

Далее по предлагаемому способу газоизоляционных работ через верхние перфорационные отверстия в зону "д" дважды закачали разработанную автором изоляционную композицию, предварительно залив нижние четыре метра интервала перфорации цементным раствором. После испытания из пласта получили промышленный приток нефти. По вышеизложенной технологии подобные работы проведены на скважинах Р-134, 140, 151 Ваньеганского, Р-204 Верхнеколикъеганского, Р-187 Новоаганского месторождений: В дальнейшем при испытании газонефтяных скважин, вскрывших верхнеапт-сеноманские отложения, рекомендуется первоначально перфорировать интервал выше ГНК на 2 м (на Р-145 Ваньеганского месторождения -970-972 м) и закачать газоизоляционную композицию в пласт в несколько этапов до полного прекращения приемистости. И лишь только после этого вскрывать зону предельного нефтенасыщения. На скважине Р-145 это зона "г", интервал 972-978 м.

Выделенная по высоте нефтяных и газонефтяных залежей зональность будет являться, по-видимому, решающим фактором при обосновании выбора объекта испытания и способа газоизоляции в верхнеапт-сеноманских отложениях Западной Сибири.

Четвертая глава посвящена разработке геолого-промысловых мероприятий по предупреждению пескопроявления при испытании газонефтяных залежей верхнеапт-сеноманских отложений Севера Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, сложенных слабосцементированными коллекторами.

Для борьбы с выносом песка в ствол скважины разработаны десятки составов на основе минеральных вяжущих полимеров, а также конструкций различных фильтров. Но в целом успешность работ по креплению прискважинной зоны остается низкой и составляет 30-50%.

Автором разработан комплекс геолого-промысловых мероприятий, состоящий из. нескольких способов и составов для закрепления прискважинной зоны продуктивного пласта, которые отличаются от традиционных технологической простотой, дешевизной и надежностью.

На основании комплексного изучения имеющегося геолого-геофизического и промыслового материала и построенной кривой распределения градиента нефтенасыщения и градиента удельного электрического сопротивления по разрезу залежи производят выбор

объекта испытания и перфорацию зоны предельного нефтенасыщения продуктивного пласта, предварительно закачав в интервал вскрытия водный раствор хлорида кальция плотностью 1150-1200 кг/м3. Для предупреждения интенсивного пескопроявления рекомендуется обработать пласт 2-3% водным раствором хлорида кальция из расчета 1.0-1.5 м3 рабочей жидкости на каждый метр вскрытой эффективной толщины и оставить раствор в пласте в течение 12-16 часов. К сожалению, эффект от применения указанной технологии является кратковременным, поэтому рекомендуется ее использовать на разведочных скважинах.

Для работы в эксплуатационных скважинах автором разработаны более эффективные методы предупреждения пескопроявления в слабосцементированных коллекторах, включающие в себя применение алкилрезорциноформальдегидной (ФР-100) и фенолрезорциноформальдегидной (ФР-50) смол и закачку в пласт составов из компонентов в следующих соотношениях, масс, частей:

- алкилрезорциноформальдегидная (ФР-100) или фенолрезорциноформальдегидная смола (ФР-50) - 100

- параформ (отвердитель) - 10-15

- карбонат аммония (порообразователь) - 10-20

Предлагаемый состав готовят следующим образом: в смолу ФР-

100 или ФР-50 вводят параформ и карбонат . аммония (в кристаллическом виде) в вышеуказанных соотношениях, все компоненты перемешиваются до равномерного их распределения во всем объеме. Далее предложенный состав закачивают в слабосцементированный продуктивный пласт, имеющий температуру не менее +- 60°С (или необходимую температуру создают одним из известных способов, например, с помощью электронагревателей). Для работы в низкотемпературных скважинах, имеющих пластовую температуру менее +60°С, предлагается использовать состав, содержащий вместо карбоната аммония бикарбонат натрия с последующей прокачкой раствора кислоты (любой), обеспечивающей рН среды от 3.5 до 2.5, например, синтетической виноградной.

С использованием обоих предлагаемых составов были проведены лабораторные эксперименты на установке УИПК-1М, которые показали, что образуемые коллектора обладают большей прочностью и проницаемостью, чем при использовании традиционных составов на основе фенолформальдегидных или мочевиноформальдегидных смол и отвердителей -солянокислый анилин или солянокислый гидроксиламин.

Результаты сравнения приведены в табл.1.

Таблица 1

Сравнение проницаемости и прочности образцов, приготовленных по известному и предлагаемому составам

Образцы, приготовленные по известному составу Образцы, приготовленные по предлагаемому составу

смола ФР-100 смола ФР-50

прониц., мкм2-10"3 твердость, МПа/см2 прониц., мкм210"3 твердость, МПа/см2 прониц., мкм2-10"3 твердость, МПа/см2

231 2.3 240 21.0 44 ' 7.2

290 1.5 480 20.5 331 6.1

295 1.0 736 17.0 618 4.9

364 0.34 823 13.0 1163 4.0

378 0.15 884 9.8 1208 3.0

не отвердевает • 143 4.0 800 рыхлый

Приведенные данные свидетельствуют о том, что применение предлагаемого состава, содержащего смолы ФР-100 и ФР-50, а в качестве отвердителя параформ и дополнительно порообразующий материал по сравнению с известным обеспечивает увеличение проницаемости и твердости прискважинной зоны продуктивного пласта в 2-3 раза.

Кроме того, технология работ по предложенным способам была сопоставлена с технологией работ с использованием традиционного состава, предложенного В.И.Дадыко (1987). Результаты сравнения сведены в табл.2.

Из. этой таблицы видно, что технология проведения работ с использованием предложенных составов и способов существенно упрощается. В целом же использование всех компонентов в комплексе и в указанной последовательности позволяет создать коллектор, по твердости соответствующий естественным песчаникам нефтегазовых месторождений Западной Сибири.

На основании лабораторных исследований разработаны геолого-промысловые мероприятия по предупреждению пескопроявления из слабосцементированных коллекторов верхнеапт-сеноманских отложений Севера Западно-Сибирской .нефтегазоносной провинции.

Таблица 2

Сравнение технологий работ с использованием традиционного и предлагаемого способов

Технология проведения работ с использованием традиционного способа Технология проведения работ по предлагаемому способу

1. Расширение ствола скважины в интервале продуктивного пласта 1. Не проводится

2. Заполнение расширенной части раствором, содержащим смолу ТС-10; отвердитель уротропин, воду, минеральный наполнитель, доменный шлак, аглоруду 2. Заполнение пласта раствором, содержащим смолу ФР-100 или ФР-50, отвердитель - параформ, минеральный наполнитель

3. Спуск хвостовика до забоя 3. Не проводится

4. Отверждение раствора в течение суток 4. Отверждение раствора в течение 2 часов

5. Разбуривание раствора в хвостовике 5. Не проводится

6. Перфорация хвостовика специальными перфораторами 6. Не проводится

7. Прокачка растворяющей жидкости 7. Прокачка растворяющей жидкости

Пятая глава раскрывает методику оценки геолого-экономической эффективности мероприятий по предупреждению газо- и пескопроявления в разведочных скважинах, основанную на сравнении различных методов газо- и пескоизоляционных работ в конкретных условиях.

Экономическая целесообразность проведения изоляционных работ на скважинах оценивается и определяется с точки зрения рентабельности их проведения, а также достижения геолого-промыслового эффекта, выражающегося в получении промышленных притоков нефти.

Методы газо- и пескоизоляции е.. помощью этилсиликатной, алкилрезорциноформальдегидной и фенолрезорциноформальдегид-ной смол позволяет исключить наиболее трудоемкие операции: установку цементного моста и его разбуривание, повторную перфорацию продуктивного пласта, спуско-подъемные операции и т.д.

С учетом увеличения объема геологоразведочных работ и количества месторождений, на которых необходимо будет проводить работы по предупреждению газо- и пескопроявлений из слабосцементированных коллекторов, целесообразность,

эффективность и перспективность разработанных методов не вызывают сомнений.

Так, в нефтегазоразведочных экспедициях бывшего концерна "Тюменьгеология" по рекомендациям автора были внедрены предлагаемые методы по ограничению газопроявлений и пескопроявлений, при этом фактический экономический эффект составил 42.3 млн.руб. (в ценах 1991 г.), в промышленные категории переведено около 20 млн.т. извлекаемых запасов нефти.

Заключение.

Геолого-промысловые особенности и основные сложности освоения верхнеапт-сеноманских газонефтяных залежей определяются условиями совместного залегания в пластах нефти и газа, отсутствием надежных глинистых разделов на уровне газонефтяных контактов, а также тем, что продуктивные пласты представлены слабосцементированными коллекторами. Эти обстоятельства обусловливают наиболее типичные осложнения: либо прорыв газа из газовой шапки, либо образование песчаных пробок в стволе скважины, либо того и другого одновременно. В целом вышеперечисленные явления приводят к искажению информации о характере насыщения, гидродинамических свойствах и добывных возможностях пласта, что в конечном итоге приводит к

значительному снижению нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов.

Для решения задач, поставленных в диссертационной работе, автором дано геолого-промысловое обоснование применения физико-химических методов воздействия на прискважинную зону с целью предупреждения газо- и пескопроявлений при испытании и освоении разведочных скважин, вскрывших слабосцементированные коллекторы верхнеапт-сеноманских отложений, которые заключаются в следующем.

1. Впервые для газонефтяных залежей верхнеапт-сеноманских отложений Севера Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции обоснована методика выбора объекта испытания, которая производится на основании комплексного изучения имеющегося геолого-промыслового и геолого-геофизического' материала, построения кривой распределения градиента коэффициента нефтенасьпценности и удельного электрического сопротивления по разрезу газонефтяной залежи.

2.1 Разработаны и внедрены в практику геолого-промысловые мероприятия по предупреждению газо- и пескопроявлений с целью

максймальной выработки трудноизвлекаемых запасов нефти из залежи. Рекомендации по применению выбора объекта испытания, а также составов и технологий проведения газо- и пескоизоляционных работ на газонефтяных месторождениях внедрены в производственных подразделениях концерна "Тюменьгеология".

3. Впервые разработаны новые пескоизолирующие составы и технология их применения на основе алкилрезорциноформаль-дегидной и фенолрезорциноформальдегидной смол. Применение этих смол и технологий, по сравнению с ранее известными, позволяет получать коллекторы с более высокой проницаемостью и твердостью. В лабораторных экспериментах моделировались пластовые условия, характерные для газонефтяных залежей верхнеапт-сеноманских отложений Севера Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. *

4. Разработаны и опробованы новые рецептуры газоизолирующих составов и технология их применения в лабораторных условиях, приближенных к пластовым, а также Чга разведочных скважинах, где закачку изоляционной композиции в пласт проводят в несколько этапов до полной ликвидации поступления газа в ствол скважины.

5. Дано геолого-экономическое обоснование методов предупреждения газо- и пескоизоляции. Фактический экономический эффект на одну скважино-операцию составляет более 7 млн.руб.

Использование результатов исследований автора позволило по разведочным площадям уточнить строение газонефтяных залежей, повысить геологическую эффективность поисково-разведочных работ на нефть. В целом от внедрения разработок автора диссертационной работы в системе бывшего концерна "Тюменьгеология" переведено в промышленные категории около 20 млн.т. извлекаемых запасов нефти по категории С\ и получен экономический эффект в объеме 42.3 млн.руб. (в ценах 1991 г.).

Основные положение диссертации опубликованы в следующих работах и защищены патентами и авторскими свидетельствами:

1. Патент № 1391215 М Кл / 3 Е 21 В 43/32 Способ ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине/ С.С. Демичев и др. (СССР) - № 4106704;

заявлено 28.07.86; опубликовано 22.12.87.

2. Патент № 1489239 М Кл / 3 Е 21 В 43/32 Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины/ С.С. Демичев и др. (СССР) - № 4207483;

заявлено 28.01.87; опубликовано 22.02.89.

3. А.С.СССР № 1596073 Е 21 В 33/138 Состав для крепления слабосцементированного продуктивного пласта/ С.С. Демичев и др. (СССР) - № 4479491; заявлено 07.08.88; опубликовано 01.06.90.

4.. А.С.СССР № 1760088 Е 21 В 33/138 Состав для крепления слабосцементированного продуктивного пласта/ С.С. Демичев и др. (СССР) - № 4704373; заявлено 09.06.89; опубликовано 08.05.92.

5. Демичев С.С. Крепление прискважииной зоны слабосцементиро-ванных коллекторов. - В кн.:"Проблемы научно-технического прогресса в строительстве глубоких скважин в Западной Сибири". Тезисы докладов на научно-практической конференции. -Тюмень, 1990, с.56.

6. Демичев С.С. Ликвидация заколонных и межпластовых перетоков в нефтяных скважинах. - В кн.:" Эффективность вскрытия и методов оценки сложно- построенных продуктивных пластов при бурении и опробовании глубоких разведочных скважин ". . Тезисы докладов Всесоюзного семинара. -Тюмень, 1990, с.75.

7. Ягафаров А.К., Клещенко И.И., Демичев С.С. Способ ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. - В кн.:" Совершенствование физико-химических методов интенсификации притоков при разведке нефтяных месторождений Западной Сибири ". Тр. ЗапСибНИГНИ, -Тюмень, 1990, с.64.

8. Клещенко И.И.,.Ягафаров А.К., Демичев С.С. Эффективность ремонтно-изоляционных работ при разведке месторождений нефти и газа в Западной Сибири. - В кн.:" Эффективность вскрытия и методов оценки сложно-построенных продуктивных пластов при бурении и опробовании глубоких разведочных скважин ". Тезисы докладов Всесоюзного семинара. -Тюмень, 1990, с. 125.

9. Демичев С.С. Выбор продуктивного объекта и метода предупреждения пескопроявления при испытании скважин. - В кн.:" Совершенствование физико-химических методов интенсификации притоков при разведке

нефтяных месторождений Западной Сибири ". Тр.

ЗапСибНИГНИ,

Тюмень, 1991, с. 117.

10. Демичев С.С. Ликвидация прорыва газа из газовой шапки в ствол скважины. - В кн.:" Совершенствование физико-химических методов интенсификации притоков при разведке нефтяных месторождений Западной Сибири ". Тр. ЗапСибНИГНИ,

~2г-

Тюмень, 1991, с.118.

11. Демичев С.С., Ягафаров А.К., Федорцов В.К. Крепление прискважинной зоны слабосцементированных коллекторов. -В кн.:" Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения". Тезисы докладов Международного симпозиума. Санкт-Петербург, 1992, с. 144-145.

12. Демичев С.С. Методы предупреждения газо-и пескопроявления в слабосцементированных коллекторах. - В кн. "Комплексирова-ние геолого-геофизических методов исследования при локальном прогнозе и разведке залежей нефти и газа в Западной Сибири". Тр. ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1993, с. 140.

13. Демичев С.С. Выбор продуктивного объекта и метода предупреждения пескопроявления при испытании скважин. -В кн: "Нефть и газ Западной Сибири. Проблемы добычи и транспортировки ". Тезисы докладов межгосударственной научно-технической конференции. Тюменский индустриальный институт, Тюмень, 1993, с.112-113.

Соискатель

С.СДемичев