Исследование и разработка технологий, обеспечивающих сохранение природной проницаемости продуктивных пластов

Макарова, Ирина Игоревна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Исследование и разработка технологий, обеспечивающих сохранение природной проницаемости продуктивных пластов
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Исследование и разработка технологий, обеспечивающих сохранение природной проницаемости продуктивных пластов"

На правах рукописи

Макарова Ирина Игоревна

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ СОХРАНЕНИЕ ПРИРОДНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Специальность: 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-2013

1 О ОКТ 2013

005534320

Работа выполнена в лаборатории нелинейной волновой механики в нефтегазовом комплексе Филиала Федерального государственного бюджетного учреждения науки Института машиноведения им. А.А.Благонравова РАН «Научный центр нелинейной волновой механики и технологии РАН (НЦ НВМТ РАН)»

Научный руководитель: Артамонов Вадим Юрьевич

кандидат технических наук

Официальные оппоненты: — Шакиров Рустам Анисович

доктор технических наук, Закрытое акционерное общество «Научно-техническая фирма

«Перфорационные технологии», генеральный директор - Грязнов Игорь Валентинович

кандидат технических наук, Общество с ограниченной ответственностью «Торговый дом «Буровые материалы», генеральный директор Ведущая организация: Федеральное государственное бюджетное

образовательное учреждение высшего

профессионального образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Защита состоится 30 октября 2013 года в 10:00 на заседании диссертационного совета Д 002.059.04 при Федеральном государственном бюджетном учреждении науки Институте машиноведения им. A.A. Благонравова Российской академии наук (ИМАШ РАН) по адресу: 119334, г. Москва, ул. Бардина, д. 4.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ИМАШ РАН по адресу: 119334, г. Москва, ул. Бардина, д. 4.

Автореферат разослан 30 сентября 2013 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук

Г.Н. Гранова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Сохранение природной проницаемости продуктивных пластов в технологических процессах строительства скважины, начиная от первичного вскрытия до ее капитального ремонта, до сих пор является актуальной проблемой, несмотря на крайнюю необходимость решения этой задачи, так как от этого напрямую зависит продуктивность скважины.

Известно, что эффективность вскрытия продуктивных отложений, в части сохранения их фильтрационно-емкостных свойств, зависит от геолого-физических характеристик залежи, физико-химических свойств пластовых флюидов, характеристик и показателей применяемой технологии на всех этапах строительства скважин (свойств буровых, тампонажных и специальных растворов, величин и пределов изменения забойных дифференциальных давлений по стволу скважины при бурении и цементировании, степени совершенства гидравлической связи пластов и ствола скважины и др.). В этой связи, целью применяемых и разрабатываемых технологий является снижение или исключение отрицательного влияния основных факторов на коллекторские свойства продуктивных пластов и сохранение потенциальной продуктивности скважин.

Анализ состояния работ в области сохранения потенциальной продуктивности пластов показывает, что в большинстве случаев применяемые в настоящее время способы бурения и заканчивания скважин не обеспечивают эффективной защиты коллекторов нефти и газа от ухудшения их фильтрационно-емкостных свойств.

технологических жидкостей и механических примесей при бурении, цементировании, вскрытии пласта перфорацией. Следовательно, начиная от вскрытия продуктивного пласта бурением и на всех стадиях строительства, освоения и эксплуатации скважин необходимо сохранять или восстанавливать естественную проницаемость ПЗП.

Для достижения возможно более полного сохранения естественной фильтрационной характеристики пласта в процессе его вскрытия бурением особое внимание необходимо уделять фильтрационным и кольматационным характеристикам бурового раствора (промывочной жидкости).

Цель работы. Сохранение естественной проницаемости продуктивных пластов разработкой и совершенствованием технологий регулирования свойств технологических жидкостей с кольматирующими свойствами.

Основные задачи

1. Анализ современного состояния проблемы сохранения природной проницаемости пластов-коллекторов.

2. Разработка методики определения толщины и проницаемости фильтрационной корки, а также других показателей, характеризующих ее свойства и процесс формирования.

3. Экспериментальные исследования лабораторных образцов буровых растворов, а также растворов из бурящихся скважин по разработанной методике с целью получения необходимого объема данных и оценки их точности и достоверности.

4. Определение эмпирических зависимостей между показателями фильтрационных и других технологических характеристик буровых растворов, позволяющих оптимизировать их состав, свойства и химическую обработку.

5. Промысловые испытания разработанных методик и технологий сохранения природной проницаемости продуктивных пластов.

Научная новизна

1. Предложен научно обоснованный комплекс физических и физико-

химических показателей фильтрационных свойств буровых растворов,

позволяющий оптимизировать их химическую обработку с целью получения заданных технологических характеристик.

2. Установлены и интерпретированы эмпирические зависимости между фильтрационными, структурно-механическими и реологическими характеристиками буровых промывочных жидкостей.

3. Научно обоснована концепция создания буровых промывочных жидкостей с оптимальными, с позиции сохранения природной проницаемости коллектора, фильтрационными свойствами. Определены физико-химические условия и технологические требования для создания кольматирующих буровых растворов.

Практическая ценность работы

1. Разработанная методика для определения фильтрационных характеристик буровых растворов в условиях производственной лаборатории позволяет в условиях буровой произвести их оценку с точки зрения обеспечения безаварийного бурения и сохранения природной проницаемости пластов-коллекторов.

2. Разработанные в диссертационной работе критерии оптимизации фильтрационных характеристик буровых растворов позволяют аргументировано доказывать неприемлемость их рекомендации только по минимизации показателя водоотдачи.

3. Разработанная технология приготовления и применения буровых растворов с кольматирующими свойствами прошла промышленную апробацию и доказала свою перспективность при бурении основных стволов и горизонтальных их окончаний с позиций безаварийности и сохранения природной проницаемости продуктивных пластов.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались:

на научно-практических конференциях ИМАШ РАН (Москва, 20112013 гг.);

на международной конференции "Колебания и волны в механических системах" (Москва, 2012г.);

на семинарах и совещаниях НЦ НВМТ РАН (Москва, 2012-2013 гг.).

Публикации

По результатам проведенных исследований опубликовано 9 научных работ, 5 из которых опубликованы в научных журналах, входящих в перечень ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и списка литературы, включающего 120 наименований. Работа изложена на 148 страницах машинописного текста, включая 17 рисунков и 11 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы исследования, сформулированы цели и задачи работы, её научная новизна и практическая ценность.

В первой главе на основе анализа литературных источников отечественных и зарубежных исследователей в области обеспечения устойчивости ствола скважины и сохранения природной проницаемости продуктивных пластов при бурении скважин рассмотрены эти проблемы с точки зрения влияния на эти процессы фильтрационной корки, образующейся на проницаемых породах.

Проведен анализ факторов, приводящих к загрязнению ПЗП на этапе первичного вскрытия продуктивного пласта. От качества вскрытия продуктивных пластов бурением в значительной степени зависит дальнейшая эксплуатация скважин. Высококачественное вскрытие продуктивных

горизонтов обусловливает повышение эффективности геологоразведочных работ и производительности эксплуатационных скважин, что в конечном итоге способствует увеличению нефтегазоотдачи пластов.

Анализ состояния вскрытия нефтяных и газовых пластов на разведочных и эксплуатационных площадях, исследования, проведенные в этой области в России и за рубежом, позволяют сделать вполне определенный вывод о том, что большинство продуктивных пластов вскрывается со значительными его повреждениями.

Низкое качество вскрытия продуктивного пласта приводит к уменьшению добывных возможностей скважин, а следовательно, к уменьшению коэффициента нефтегазоотдачи. При этом возникает необходимость создания повышенных депрессий при освоении и эксплуатации скважин, что особенно отрицательно сказывается на эксплуатации залежей, коллекторы которых сложены несцементированными или слабо сцементированными песчаниками, а также порово-трещинными и трещинно-кавернозными коллекторами.

Многолетняя практика применения промывочных жидкостей на водной основе и лабораторные исследования показывают, что основным фактором ухудшения коллекторских свойств пласта является проникновение в пласт фильтрата и твердой фазы промывочной жидкости в период вскрытия.

Фильтраты буровых растворов способны проникать в продуктивные пласты на значительные расстояния, достигающие 3 - 5 м и более. При этом заметно ухудшаются коллекторские свойства призабойной зоны в результате проявления следующих факторов:

- набухания глинистых частиц породы коллектора, когда фильтрат отличается по своему солевому составу от пластовой воды;

- снижения фазовой проницаемости по нефти при появлении водной фазы в пористой среде коллектора;

- блокирующего действия воды в результате образования пристенных слоев, обладающих повышенной вязкостью и упругим сопротивлением сдвигу на поверхности пор коллектора;

- возникновения капиллярных явлений на контакте воды с пластовой нефтью;

- закупоривания пор коллектора нерастворимыми в воде и нефти твердыми осадками, образующимися в результате химического взаимодействия фильтратов буровых растворов с пластовыми жидкостями.

Для случая нагнетательных скважин проникновение фильтрата бурового раствора в призабойную зону пласта, характеризующегося вертикальной неоднородностью, на расстояние порядка всего лишь нескольких десятков сантиметров уменьшает охват пласта заводнением по мощности на 30-40% и более. Исследования нефтяных скважин показывают, что в силу указанных причин в подавляющем большинстве скважин значительная перфорированная часть продуктивного разреза не работает, а работающая толщина составляет 2550%.

Как показывает практика, основным препятствием проникновению

фильтрата бурового раствора в пористую среду породы-коллектора служит

фильтрационная корка и зона кольматации. Формирование зоны кольматации,

как правило, длится от долей секунды до нескольких секунд и прекращается,

как только на поверхности проницаемой стенки скважины появляется

фильтрационная корка. Кольматационный экран и корка формируются из

одного и того же материала: твердой дисперсной фазы бурового раствора.

Кольматационный экран может и вовсе не образоваться, если

гранулометрический состав дисперсной фазы бурового раствора и

распределение пор пласта-коллектора по размерам не соответствуют

необходимым условиям. Если достаточно тонкий и низкопроницаемый

кольматационный слой не сформирован, что в подавляющем большинстве

случаев на практике и наблюдается, то сохранение природных коллекторских

свойств пласта целиком зависит от физико-механических свойств

фильтрационной корки — в первую очередь — от ее проницаемости. От свойств

фильтрационной корки - ее толщины, состава твердой фазы, фрикционных и

смазочных свойств - в большой степени зависит возникновение или

предупреждение таких осложнений, как посадки при спуске и затяжки при подъеме инструмента, сальникообразование, прихваты бурильного инструмента.

Специалисты хорошо знают, что низкие значения водоотдачи буровых растворов далеко не всегда помогают избежать возникновения осложнений в стволе скважины и не всегда гарантируют высокое качество вскрытия продуктивных пластов. На наш взгляд это связано с тем, что показатель водоотдачи В30 не может достаточно полно характеризовать нелинейный процесс фильтрации, как в статических условиях роста фильтрационной корки, так и в условиях тангенциального течения по ней буровой промывочной жидкости. Некоторые исследователи предлагают больше внимания уделить изучению проницаемости фильтрационной корки. Нами предложено кроме проницаемости рассматривать также кинетику роста фильтрационной корки и ее пористость.

Все сказанное выше обусловливает необходимость разработки методики определения и оптимизации фильтрационных характеристик бурового раствора и корки.

Вторая глава посвящена разработке методики исследования фильтрационных свойств бурового раствора и корки.

Необходимо отметить, что в настоящее время нет простых и достаточно точных методик определения проницаемости и толщины фильтрационной корки, а также оптимизации фильтрационных и других технологических свойств буровых промывочных жидкостей. Фильтрация суспензий, в том числе буровых растворов, имеет нестационарный характер, поэтому многие параметры этого процесса меняются во времени. Показатель водоотдачи не отражает динамику процесса фильтрации и поэтому недостаточно характеризует процесс роста фильтрационной корки и ее физико-механические свойства.

Рассматривая фильтрование суспензии в условиях роста

фильтрационной корки на поверхности фильтрационной перегородки, объем

проникшего фильтрата за определенный период времени можно определить, используя закон Дарси. При этом необходимо рассматривать течение жидкости через фильтрационную корку, как пористую среду с изменяющейся во времени толщиной. В этом случае закон Дарси запишется в дифференциальной форме:

ЛУ _ К-Б-ЬР

где V - объем фильтрата, м3;

I - время, с;

К — проницаемость фильтрационной корки, м2;

Б - площадь фильтрации, м2;

АР - перепад давления, Па; — вязкость фильтрата, Па-с;

Ь - толщина фильтрационной корки, м.

Площадь фильтрации Б , перепад давления ДР, и проницаемость корки К обычно принимают постоянными для рассмотрения фильтрации в статических условиях. Допуская, что корка формируется однородной, ее толщину можно выразить через объем фильтрата:

, V

Ь = Т —, (2)

где г - коэффициент пропорциональности.

После подстановки величины Ь из уравнения (2) в (1), разделения переменных и интегрирования получим:

а \2rKbPt

V = 5- I + Уо, (3)

где Уо — начальный объем фильтрата (мгновенная водоотдача). Нами на основе многочисленных экспериментов с различными буровыми растворами было установлено, что в статических условиях фильтрации все исследованные буровые растворы подчиняются зависимости (3) с высокой точностью.

Весьма важным свойством фильтрационной корки является ее способность сжиматься под действием приложенного перепада давления, проницаемость ее при этом может уменьшаться почти пропорционально увеличению давления. Определить скорость фильтрации при изменении перепада давления можно по эмпирической формуле:

42 = (4)

где - скорость фильтрации при перепаде давления ДР| в некоторый момент времени от начала фильтрации;

Ц2 - скорость фильтрации при перепаде давления ДР2 в тот же момент времени;

к — безразмерный показатель степени сжимаемости фильтрационной

корки.

Для несжимаемой корки к = 1. Для большинства глинистых растворов к изменяется от 0,5 до 0,01, причем меньшие значения характерны для тонкодисперсных монтмориллонитовых суспензий, обработанных реагентами-стабилизаторами.

В условиях статической фильтрации буровой раствор может быть достаточно полно охарактеризован следующими показателями: Кфк - проницаемость фильтрационной корки, ЬфК - толщина фильтрационной корки, Ср„сс - весовая концентрация твердой фазы в растворе, Ск„сс - весовая концентрация твердой фазы в корке, Сквсс/ Срвсс - степень уплотнения твердой фазы.

Для точного измерения толщины фильтрационной корки нами предложен прибор, схема которого показана на рис. 1.

Цена деления микрометра: 5-10 мкм. Это позволяет измерять толщину фильтрационной корки с точностью примерно 20 мкм и относительной погрешностью 1-2%.

Разработанная методика позволила доказать существенное влияние фильтрационных процессов, происходящих в самой корке, не только на ее

1 — штатив;

2 — микрометр-индикатор часового типа;

3 — винты крепления микрометра;

4 и 5 - соответственно нижнее и верхнее предметное стекло;

6 - образец фильтрационной корки.

формирование, но и, что самое важное, на технологические процессы в открытом стволе скважины, зачастую приводящие к осложнениям (затяжки, прихваты), а иногда и к аварийным ситуациям из-за недопонимания и неграмотности производственного персонала, а следовательно, к неправильным технологическим решениям.

В главе 3 приведены результаты экспериментальных исследований фильтрационных характеристик буровых растворов.

С целью определения эмпирических зависимостей между технологическими характеристиками буровых растворов нами был получен и обработан по нашей методике большой объем экспериментальных данных. Эти данные включают в себя как характеристики модельных буровых растворов, приготовленных в лабораторных условиях, так и проб буровых растворов, отобранных из бурящихся скважин.

Исследование модельных буровых растворов, состав которых точно известен, позволяет определить закономерности изменения фильтрационных, структурно-механических и других технологических характеристик в зависимости от состава раствора, вида химической обработки, количества введенного реагента-стабилизатора и пр. Исследования технологических свойств буровых растворов из бурящихся скважин в совокупности с их фильтрационными характеристиками, полученными по разработанной нами методике, позволили найти статистически достоверные корреляционные связи между составом и свойствами буровых растворов. Результаты модельных экспериментов помогают интерпретировать эти корреляционные связи и оптимизировать обработку буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов.

Нами были обработаны данные о технологических и специально определенных фильтрационных характеристиках буровых растворов, отобранных из более чем трехсот скважин Самотлорского и других месторождений Нижневартовского района Западной Сибири с близкими геолого-техническими условиями. Результаты статистической обработки представлены в виде корреляционных зависимостей на рисунках 2-5.

На рис. 2 показано, что проницаемость фильтрационной корки существенно зависит от рН бурового раствора и достигает минимальных значений в области рН = 8,5 - 9,5, причем зависимости водоотдачи от рН практически нет (штриховая линия на графике), либо она гораздо менее выражена. Толщина фильтрационной корки также минимальна в области рН = 8,5 - 9,5 (рисунок 3). Т.е. при практически постоянном значении водоотдачи при разных рН, проницаемость и толщина фильтрационной корки существенно зависят от рН, причем минимальному значению проницаемости соответствует минимальное значение толщины фильтрационной корки, что означает максимальную плотность фильтрационной корки. А это значит, что подбирая определенное значение рН, при том же значении водоотдачи и других параметров буровой промывочной жидкости, мы можем уменьшить

проницаемость и толщину фильтрационной корки, можем достичь максимальной ее плотности. Это еще раз доказывает, что нельзя опираться только на показатель водоотдачи, при выборе буровой промывочной жидкости, ведь и другие параметры (в данном случае рН) могут существенно влиять на фильтрационные характеристики

к, нм2,

Рис. 2 - Зависимость проницаемости фильтрационной корки (ромбы) и водоотдачи (круги) от рН раствора

Анализируя зависимости проницаемости фильтрационной корки и водоотдачи от условной вязкости бурового раствора (рисунок 4) явно видны обратные друг другу монотонные зависимости. Что говорит о том, что хотя при увеличении условной вязкости раствора водоотдача уменьшается, а проницаемость фильтрационной корки растет. Значит фильтрационная корка разуплотняется, становится рыхлой, а водоотдача не растет только из-за повышения вязкости, что отрицательно скажется при цементировании.

Также проницаемость фильтрационной корки увеличивается при увеличении количества твердой фазы в буровом растворе, хотя водоотдача при этом несколько уменьшается (рисунок 5). Что так же говорит о том, что теперь

Рис. 3 - Зависимость толщины фильтрационной корки от рН раствора В, см3,

Рис. 4 - Зависимость водоотдачи (ромбы) и проницаемости фильтрационной корки (круги) от условной вязкости раствора

уже при увеличении массовой доли содержания твердой фазы в растворе фильтрационная корка разуплотняется, что может быть вызвано уменьшением градиента давления на фильтрационную корку из-за частичной кольматации породы стенок скважины.

Эти факты требуют дополнительного объяснения с позиций физико-химических взаимодействий в системе «скважина — проницаемый пласт» с постоянно изменяющимися характеристиками фильтрационной корки (толщина, проницаемость).

В, см3,

Рис. 5 - Зависимость водоотдачи (ромбы) и проницаемости фильтрационной корки (круги) от содержания твердой фазы в растворе

Появляется возможность использования полученных данных для регулирования фильтрационных характеристик корки изменением физических параметров твердой фазы (например, дисперсность) и вида химической обработки.

Это позволит надежно защитить продуктивный пласт от проникновения фильтрата бурового, а в последующем и тампонажного раствора внутрь него и

тем самым обеспечить сохранение природных фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС).

Анализируя зависимость водоотдачи от условной вязкости (рисунок 4) и содержание твердой фазы в буровой промывочной жидкости (рисунок 5) сделан вывод не только об обязательном регулировании этого параметра, но и обязательном учете его влияния на технологические характеристики всей системы: скважины - проницаемые пласты с точки зрения недопущения осложнений при бурении, а главное, обеспечения сохранности их природной проницаемости.

Это становится возможным при тщательном изучении взаимовлияния совокупности всех изученных факторов при оптимизации фильтрационных свойств буровых растворов и образующейся при этом фильтрационной корки на проницаемых пластах.

Глава 4 посвящена промысловым испытаниям разработанных методик и технологий сохранения природной проницаемости продуктивных пластов. В частности приведены результаты исследований проб буровых растворов, отобранных из скважины № 5 куста 325 Каменного месторождения. Отбор проб бурового раствора производился в интервале от 900 до 1600 м (таблица 1). Содержание твердой фазы в буровом растворе и фильтрационной корке определяли с помощью галогенного анализатора влажности Меттлер Толедо при температуре 105 "С. Реологические исследования проводили с помощью мультискоростного реометра Fann 286 в диапазоне скоростей сдвига от 2 до 1200 с"1.

Глубина забоя, м 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1550 1600

Взо, см3 10,18 12 12,95 19,76 20,76 15,57 11,34 11,86 12,6

13,27 12,62 16,28 14,32 16,16 18,83 22,31 21,51 22,85

Ср,,,,% 36,32 43,21 73,5 74,51 75,14 73,9 57,01 54,08 56,58

Толщина корки, мм 0,84 0,75 1,53 2,6 2,64 1,88 0,91 1 1,18

Условная вязкость, с - 23 21 19 19 19 23 24 23

дПа 126,93 40,62 10,15 5,08 5,08 15,23 15,23 20,31 20,31

сПз 12 12 6 4 4 4 10 10 10

Плотность, г/смЗ 1,1 М 1,12 1,1 1,12 1,14 1,17 1,16 1,18

А= 0,23 0,27 0,30 0,46 0,73 0,36 0,47 0,27 0,28

Ч<>= 0,43 0,36 -0,08 -1,25 -1,27 0,34 0,33 -0,65 0,47

Метилен синий, ад емк 8,70 9,10 7,40 4,80 3,70 4,70 5,20 6,10 6,00

Крупная фракция, % 54 63 75 79 78 70 63 65 67

Мелкая фракция, % 46 37 25 21 22 30 37 35 33

Отношение крупной к мелкой 1,2 1,7 3,0 3,8 3,5 2,3 1,7 1,9 2,0

7.000

<х

глубина забоя 9С0 га /

100.0р.000г

ЯI

11 о >

Э.0>-1 '¡^ИнД! ,.||| 1, I . ' 1 п 0.100 1.000 10.00 100.0

01ате1ег (цт)

глубина забоя 1300

о.оц-Д^

' 1 Ггмя1

юо.о

о.юо

1.000 ю.оо ню.о

□¡вте1ег (цт)

а) б)

Рисунок 6 - Гранулометрический состав твердой фазы при разных

глубинах скважины

диапазоне 2-44 мкм. Данные гранулометрического анализа показывают, что при увеличении глубины забоя в растворе увеличилась относительная концентрация частичек с размерами 2 — 44 мкм.

Результаты гранулометрического анализа, полученные с помощью лазерного анализатора частиц, представленные на рисунке 6 показывают распределение частиц твердой фазы по размеру при глубине скважины 900 м, и 1300 м. Во всем диапазоне глубин распределение частиц в растворе бимодальное, имеется два максимума. Первый максимум показывает относительное количество коллоидных частичек, второй - количество частиц в диапазоне 2-44 мкм. Данные гранулометрического анализа показывают, что при увеличении глубины забоя в растворе увеличилась относительная концентрация частичек с размерами 2-44 мкм.

Размеры частиц в буровом растворе находятся в диапазоне от 0,15 до 70 мкм. В процессе бурения скважины при увеличении глубины забоя в растворе равномерно накапливается мелкодисперсная фаза выбуренной породы, частички размером 2-44 мкм и более. Эти частички представлены размельченной выбуренной породой, которую не способна удалить система очистки. Вследствие этого изменилось содержание твердой фазы в растворе с

13% на глубине 900 м до 16,5% при глубине 1300 м. Раствор при глубине 1300 м в своем составе содержит более 70% размельченной выбуренной породы. Как известно большое содержание твердой фазы выбуренной породы отрицательно влияет на технологические свойства раствора.

С увеличением глубины в буровом растворе уменьшается концентрация коллоидных частиц размером 0 — 2 мкм и увеличивается концентрация частиц от 2 - 44 мкм (рисунок 2). После проходки 400 м концентрация коллоидных частиц с размерами 0-2 мкм уменьшилась в два раза. Результаты исследования с помощью метиленовой сини также свидетельствуют об уменьшении содержания в растворе активных коллоидных частиц в 2 раза (таблица 1).

Применяемая на скважине система очистки не способна удалять из раствора мелкую (2 - 44 мкм) выбуренную породу (таблица 2). По существующим представлениям, частицы выбуренной породы от 10 мкм до 50 мкм составляют основную часть в растворе и отрицательно влияют на его параметры. Для улучшения качества раствора необходимо удалять из него частицы до 10 мкм.

Проведенные исследования показали следующее:

• с ростом глубины скважины существенно ухудшились технологические параметры бурового раствора;

• причиной ухудшения может являться выбуренная порода, вошедшая в состав твердой фазы раствора;

• на всем интервале бурения скважины происходит значительное увеличение твердой фазы в растворе, при этом содержание глинистых (активных) частиц снижается;

• очистная система работает неэффективно.

Высокая механическая скорость проходки скважины увеличивает поступление выбуренной породы в раствор. Очистная система не способна справиться с большим поступлением выбуренной породы в раствор. Вследствие чего он насыщается мелкодисперсной выбуренной породой,

Параметры Забой скважины

900 до/после 1000 до/после 1100 до/после 1200 до/после 1300 до/после 1400 до/после 1500 до/после 1550 до/после 1600 до/после

ПФ см"У30 мин 15,0/10,2 11,7/12,0 14,0/12,9 19,4/19,7 21,3/20,7 15,8/15,5 11,3/11,3 11,9/11,8 11,2/12,6

ТФР, % 15,1/13,2 15,1/12,6 16,2/16,2 16,3/14,3 16,4/16,1 19,0/18,8 22,7/22,3 21,2/21,5 22,6/22,8

К,мм 1,4/0,8 0,78/0,75 1,83/1,53 2,13/2,6 3/19 2,02/1,88 1,06/0,91 1,0/1,0 1,12/1,18

УВ, с 25/- 24/23 19/21 19/19 19/2,64 21/23 21/23 22/24 22/23

Гельтест, ЫОмин 3-20/ 15-66 3-24/4-26 2-2/3-3 0-1/0-1 0-0/0-0 3-3/3-3 3-3/3-3 3-3/3-3 3-3/3-3

т„,дПа 40/126 60/40 10/10 0/5,08 5/5 10/15 10/15 25/20 20/20

П, сП 12/12 12/12 6/6 5/4 4/4 4/10 8/10 11/10 10/10

Р, г/см3 1,11/1,10 1,10/1,10 1,12/1,12 1,12/1,11 1,12/1,12 1,14/1,14 1,17/1,17 1,17/1,17 1,17/1,18

МС,% 1,24 1,37 1,24 0,87 0,74 1,0 1,20 1,25 1,26

которая ухудшает технологические параметры. Бурение скважины с использованием такого раствора приводит к снижению технико-экономических показателей: увеличивается износ долот; уменьшается механическая скорость бурения; происходит перерасход реагентов; увеличивается вероятность осложнений при бурении.

Для улучшения качества бурового раствора необходимо удалять из него мелкодисперсную выбуренную породу. Для удаления частичек менее 45 мкм необходимо использовать современные илоотделители, которые способны удалять из раствора частички 10 — 25 мкм, и в дополнение использовать 4-ую ступень очистки раствора — центрифугу. При ее использовании возможно удаление частичек до 5 мкм.

В ПО "Нижневартовскнефтегаз" были проведены промысловые испытания технологии приготовления и применения бурового раствора на основе акриловых полимеров в условиях преимущественно глинистого разреза, нарушения устойчивости стенок скважин и забойных температур до 100°С.

Технология предусматривает обработку бурового раствора химическими реагентами Сайпан и ДК-Дрилл.

Полимерный комплексный реагент (ПКР), состоящий из реагентов Сайпан и ДК-Дрилл в различных соотношениях применялся для обработки бурового раствора при бурении более 400 скважин на Самотлорском месторождении. За базу сравнения приняты скважины, пробуренные ранее в этом же районе месторождения и находящиеся в пределах 2-4 км друг от друга. Все они имеют одинаковое назначение, конструкцию, технологию бурения и цементирования и пробурены одной буровой бригадой. Скважины сравнения были пробурены с промывкой буровыми растворами, обработанными КМЦ, НТФ и ГКЖ.

Промышленные испытания ПКР выявили определенные преимущества новой системы обработки бурового раствора перед базовой. Технология обработки раствора ПКР заключалась в приготовлении водного раствора

полимерных реагентов и НТФ в глиномешалке и обработке циркулирующего глинистого раствора.

Было отмечено флокулирующее действие ПКР, которое способствовало замедлению диспергирования выбуренной глинистой породы, а следовательно и ограничению роста плотности раствора по мере углубления скважины. Буровой раствор, обработанный ПКР, характеризуется малой величиной статического и динамического напряжения сдвига, что способствует лучшим кольматационным свойствам.

В результате повышения качества очистки забоя скважины и некоторого снижения величины дифференциального давления средняя механическая скорость бурения опытных скважин увеличилась на 18% по сравнению с базовыми. Улучшение качества очистки ствола скважины при использовании ПКР, его хорошие смазочные свойства и небольшая толщина образующейся фильтрационной корки (0,8 - 0,9 мм) позволили облегчить выполнение технологических операций по спуску и подъему бурильного инструмента: среднее время СПО на одну опытную скважину уменьшилось за счет этого на 34%.

На базовых скважинах при подъеме инструмента после окончания долбления на замковых соединениях образовывались большие сальники, подъем шел с затяжками, при спуске наблюдались посадки инструмента в местах интенсивного роста фильтрационной корки (в интервалах залегания высокопроницаемых отложений). Толщина глинистых корок, образуемых растворами в базовых скважинах, составляла 1,35 - 1,55 мм. В опытных скважинах сальники на инструменте практически отсутствовали, при проведении СПО колонна труб в скважине двигалась свободно. Также можно отметить тот факт, что в базовых скважинах после длительных остановок (СПО, ремонтные работы) при восстановлении циркуляции наблюдался пиковый рост давления, раствор из скважины выходил загустевший (Т=35 - 40 с). Циркуляцию восстанавливали одним насосом, иногда со снятыми клапанами. В опытных скважинах циркуляция возобновлялась без роста

Таблица 3 - Показатели свойств буровых растворов из скважин базового

(843) и опытного (831) кустов

Номер скважины Забой, м Показатели бурового раствора

у, г/см3 В30, см3 Т, с снс, дПа К, мм рН

25257 1406 1,16 8,0 29 48/71 2,0 7,0

а 1770 1,22 6,0 32 43/77 1,0 7,0

25256 1300 1,12 8,0 36 51/94 2,0 7,0

и 1842 1,19 7,0 24 26/52 1,5 7,0

15755 1825 1,23 6,0 34 44/78 1,0 7,0

15754 1511 1,21 6,0 24 25,60 1,0 7,0

25239 1482 1,22 6,0 23 2/5 1,0 8,0

25285 1450 1,15 10,0 25 9/20 2 7,0

25199 1010 1,14 7,2 18 0/1 0,67 8,68

1490 1,24 6,0 25 17/72 1,02 8,24

1700 1,22 6,3 27 30/77 1,09 8,10

25198 1200 1,17 7,4 24 9/28 1,0 8,19

а 1530 1,15 8,1 26 31/134 1,05 8,15

25186 1000 1,16 7,8 31 54/103 1,21 8,95

и 1350 1,15 5,2 20 0/0 0,70 8,81

и 1450 1,16 5,9 22 1/19 0,79 8,61

и 1780 1,19 6,4 23 3/48 0,82 8,16

15717 1100 1,17 9,7 23 18/46 1,21 8,35

и 1205 1,15 9,0 22 15,41 1,04 8,33

1350 1,16 8,2 26 24/48 0,97 8,0

давления независимо от глубины. Параметры выходящего из скважины раствора оставались стабильными, не требовалось времени и материалов на дополнительные обработки. Сравнение показателей свойств буровых

растворов, приготовленных по базовой технологии и обработкой ПКР приведены в таблице 3.

Новая система обработки бурового раствора позволила существенно сократить расход химреагентов как по весу, так и по стоимости, при этом основные технологические свойства раствора поддерживались в требуемых проектом пределах. Исследованиями в лабораторных условиях проб буровых растворов из скважин было установлено, что проницаемость фильтрационной корки глинистого растворов, обработанного ПКР, в 1,5 - 2 раза ниже, чем растворов. Это позволило достичь более высокого качества первичного вскрытия продуктивных пластов и крепления эксплуатационной колонны.

Наблюдения за базовыми и опытными скважинами в процессе их эксплуатации показали, что обводненность добываемой нефти из скважин, пробуренных с обработкой ПКР, ниже в 1,5 - 3,0 раза.

Это подтверждает, что кольматация фильтрационной корки буровых растворов снижает глубину зоны проникновения фильтрата и в большей степени сохраняет фазовую проницаемость ПЗП по нефти, способствует лучшему качеству крепления скважин

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе проведенного анализа проблемы загрязнения призабойной зоны пласта в процессах его первичного вскрытия и разобщения сделан вывод о том, что при прочих равных условиях особое внимание следует уделить не только показателю водоотдачи, а проницаемости образующейся фильтрационной корки.

2. Разработана методика определения проницаемости фильтрационной корки, других важных характеристик фильтрационной корки, а также оптимизации фильтрационных и других технологических свойств буровых растворов. В качестве основных критериев оптимизации определены толщина и проницаемость фильтрационной корки.

3. Экспериментально определены зависимости между фильтрационными

характеристиками корки и другими технологическими свойствами бурового

раствора: составом и концентрацией твердой фазы, рН, реологическими и структурно-механическими характеристиками. Показано, что управлять основными технологическими характеристиками буровых промывочных жидкостей невозможно без выработки научно обоснованных критериев их оптимизации.

4. Получены закономерности взаимовлияния параметров буровых растворов, интерпретация которых позволила обосновать критерии оптимизации фильтрационных свойств буровых растворов и способов их химической обработки.

5. Разработаны технологии приготовления и использования буровых промывочных жидкостей с кольматирующими свойствами для решения проблемы сохранения природной проницаемости продуктивных пластов при их первичном вскрытии и разобщении.

ОСНОВНЫЕ НАУЧНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИОННОГО ИССЛЕДОВАНИЯ:

1. Жидкость для глушения скважин на основе отходов соды / Макарова И.И., Артамонов В.Ю., Овчинников В.П. [и др.] // НТЖ «Бурение и нефть». 2013. №1. С. 34-35.

2. Исследование потоков буровой промывочной жидкости в призабойной зоне бурящейся скважины / Макарова И.И., Артамонов В.Ю., Кузнецов Р.Ю. [и др.] // Журнал «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». 2013. № 1. С.27-31.

3. Моделирование волновых процессов в пористых и трещиноватых насыщенных нефтью средах / Макарова И.И., Ганиев O.P., Игнатьев В.Н. [и др.] // Журнал «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». 2012. № 12. С.31-35.

4. Влияние добавок солевых композиций на процессы твердения тампонажных растворов / Макарова И.И., Артамонов В.Ю., Ганиев O.P. [и др.]// Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2012. №5. С. 69-86.

5. Теоретические основы возможности использования кремний-органических соединений для гидрофобизации поверхности / Макарова И.И., Кузнецова Н.Ю., Маслов В.В. [и др.] // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов». 2012. № 4 (90). С. 40-45

6. Артамонов В.Ю., Игнатьев В.Н., Макарова И.И., Султанов Д.Р. Управляемая волновая кольматация как способ упрочнения стенок скважины // Колебания и волны в механических системах: Материалы международной научной конференции / Под ред. акад. Р.Ф. Ганиева - М.: Изд-во «Институт компьютерных исследований», 2012. С. 50.

7. Макарова И.И., Кузнецов Ю.С., Ганиев С.Р., Петров С.М. Изоляция водонасыщенных пластов при бурении и эксплуатации скважин // Колебания и волны в механических системах: Материалы международной научной конференции / Под ред. акад. Р.Ф. Ганиева — М.: Изд-во «Институт компьютерных исследований», 2012. С. 51.

8. Макарова И.И., Кузнецов Р.Ю., Аржанов А.Ф., Резяпов O.P. Обеспечение герметичности заколонного пространства скважин // Колебания и волны в механических системах: Материалы международной научной конференции / Под ред. акад. Р.Ф. Ганиева — М.: Изд-во «Институт компьютерных исследований», 2012. С. 52.

9. Маслов В.В., Сонин В.Н., Султанов Д.Р., Макарова И.И. Технология очистки призабойной зоны продуктивного пласта с применением волновой технологии // Колебания и волны в механических системах: Материалы международной научной конференции / Под ред. акад. Р.Ф. Ганиева - М.: Изд-во «Институт компьютерных исследований», 2012. С. 52.

Соискатель

И.И. Макарова

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Макарова, Ирина Игоревна, Москва

российская академия наук

Филиал Федерального государственного бюджетного учреждения науки Института Машиноведения им. А.А.Благонравова РАН «Научный центр нелинейной волновой механики и технологии РАН» (НЦ НВМТ РАН)

На правах рукописи

еч от АЧ'АОП

Макарова Ирина Игоревна

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ СОХРАНЕНИЕ ПРИРОДНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРОДУКТИВНЫХ

ПЛАСТОВ

Специальность: 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: кандидат технических наук В.Ю. Артамонов

Москва-2013

1 ч

Оглавление

Введение.........................................................................................................................4

1 Изменение природной проницаемости продуктивных пластов в процессе первичного их вскрытия при бурении........................................................................7

1.1 Загрязнение ПЗП на этапе первичного вскрытия продуктивного пласта .............................................................................................................................7

1.1.1 Снижение проницаемости за счет проникновения фильтрата и твердой фазы бурового раствора................................................................................................8

1.1.2 Набухание глинистых частиц........................................................................10

1.1.3 Образование эмульсии в призабойной зоне.................................................13

1.1.4 Молекулярно-поверхностные явления и капиллярные эффекты..............18

1.1.5 Образование в порах нерастворимых осадков.............................................31

1.1.6 Снижение проницаемости продуктивных пластов за счет влияния дисперсной фазы промывочных жидкостей.............................................................31

1.1.7 Современные представления о формировании кольматационного слоя.. ...........................................................................................................................41

1.1.8 Формирование и свойства фильтрационной корки.................................47

1.1.9 Применение механических и гидродинамических способов уплотнения фильтрационной корки и слоя кольматации............................................................54

1.2 Анализ современных технологий первичного вскрытия флюидонасыщенных горизонтов...............................................................................61

1.2.1 Технология первичного вскрытия пластов продуктивной толщи в водонефтяных зонах с использованием гидрофобных буровых растворов..........61

1.2.2 Технология первичного вскрытия с целью снижения обводненности добываемой продукции...............................................................................................65

1.2.3 Технологии по формированию конструкций фильтра и забоя скважины ...........................................................................................................................68

1.2.3.1 Технология и техника формирования конструкции фильтра многопластовой залежи нефти...................................................................................69

1.2.4 Технология и техника консервации продуктивных горизонтов многопластовой залежи..............................................................................................92

2 Методика исследования фильтрационных свойств бурового раствора и корки ...........................................................................................................................96

2.1 Теоретическое обоснование задачи фильтрации растворов с кольматирующими свойствами за счет конденсации твердой фазы в поровом пространстве................................................................................................................102

2.2 Аналитическое решение задачи фильтрации с кольматацией в тонком слое ...........................................................................................................................107

3 Результаты экспериментальных исследований фильтрационных характеристик буровых растворов............................................................................114

3.1 Методика оптимизации фильтрационных свойств буровых растворов ...........................................................................................................................116

3.2 Результаты экспериментальных исследований физико-химических методов кольматации.................................................................................................................118

4 Промысловые испытания разработанных методик и технологий

сохранения природной проницаемости продуктивных пластов............................129

Основные выводы и рекомендации...........................................................................137

Список использованной литературы.........................................................................138

Введение

Изменение фильтрационных характеристик продуктивного пласта в период строительства, эксплуатации или ремонта скважины происходит в пределах участка пласта, примыкающего к стволу скважины - призабойной зоне пласта (ПЗП). Известно, что снижение фильтрационных свойств ПЗП происходит вследствие внедрения в поровое пространство фильтрата технологических жидкостей и механических примесей при бурении, цементировании, вскрытии пласта перфорацией. Следовательно, начиная от вскрытия продуктивного пласта

бурением и на всех стадиях строительства, освоения и эксплуатации скважин необходимо сохранять или восстанавливать естественную проницаемость ПЗП.

Проблемами создания буровых промывочных жидкостей с заранее заданными свойствами занимались многие научные школы, такие как: татарская, уфимская, украинская, грозненская, московская, тюменская, краснодарская, ставропольская, волгоградская и другие.

Основные задачи

1. Анализ современного состояния проблемы сохранения природной проницаемости пластов-коллекторов.

Научная новизна

1. Предложен научно обоснованный комплекс физических и физико-химических показателей фильтрационных свойств буровых растворов, позволяющий оптимизировать их химическую обработку с целью получения заданных технологических характеристик.

Практическая ценность работы

1 ИЗМЕНЕНИЕ ПРИРОДНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ

ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В ПРОЦЕССЕ ПЕРВИЧНОГО ИХ ВСКРЫТИЯ ПРИ БУРЕНИИ

Фильтрационно-емкостные свойства пласта определяются процессами, протекающими в нем, начиная от первичного вскрытия. Изменение фильтрационных характеристик продуктивного пласта в период строительства, эксплуатации или ремонта скважины происходит в пределах участка пласта, примыкающего к стволу скважины - призабойной зоне пласта (ПЗП). В процессе эксплуатации скважин состояние ПЗП постоянно изменяется не только вследствие протекания природных явлений и процессов, но также и за счет техногенного влияния. Снижение фильтрационных свойств ПЗП происходит вследствие внедрения в поровое пространство различных веществ при бурении, цементировании, вскрытии пласта перфорацией, в процессе освоения, эксплуатационный период и при ремонте скважин. Рассмотрим эти процессы.

1.1 Загрязнение ПЗП на этапе первичного вскрытия продуктивного

пласта

От качества вскрытия продуктивных пластов бурением в значительной степени зависит дальнейшая эксплуатация скважин. Высококачественное вскрытие продуктивных горизонтов обусловливает повышение эффективности геологоразведочных работ и производительности скважин, что в конечном итоге способствует увеличению нефтегазоотдачи пластов.

Одним из основных условий повышения эффективности геологоразведочных работ является применение таких методов вскрытия и опробования, которые обеспечили бы сохранение естественного состояния коллектора и, следовательно, достаточную надежность результатов опробования на промышленную нефтегазоносность.

Низкое качество вскрытия продуктивного пласта приводит к уменьшению добывных возможностей скважин, а следовательно, к уменьшению коэффициента нефтегазоотдачи. При этом возникает необходимость создания повышенных депрессий при освоении и эксплуатации скважин, что особенно отрицательно сказывается на эксплуатации залежей, коллекторы которых сложены несцементированными или слабо сцементированными песками, а также при наличии подошвенных вод. Особенно большой ущерб наносится продуктивным пластам низкой проницаемости, а также сложенным порово-трещинными и трещинно-каверновыми коллекторами.

Многолетняя практика применения промывочных жидкостей на водной основе и лабораторные исследования показывают, что основной причиной ухудшения коллекторских свойств пласта является проникновение в пласт фильтрата и твердой фазы промывочной жидкости в период вскрытия.

Это необратимо уменьшает естественную проницаемость призабойной зоны пласта, что вызывает кратное снижение продуктивности скважины. Объясняется это тем, что при проникновении твердой фазы, в особенности глины, в призабойную зону пласта необратимо закупориваются поры коллектора, в результате чего проницаемость может снизиться до нуля.

1.1.1 Снижение проницаемости за счет проникновения фильтрата и твердой фазы бурового раствора

Существующие представления относительно глубин проникновения фильтрата промывочной жидкости отражены в [14, 45, 48, 106, 119]. Диаметр зоны проникновения фильтрата может достигать значительных размеров [14] (он

зависит от геолого-физических свойств пласта, качества промывочной жидкости, продолжительности вскрытия, перепада давления и др.). По данным Яремейчука P.C. [106, 119] граница зоны проникновения составляет 0,5 м и более.

Анализируя промыслово-геофизические данные, авторы [48] установили, что фильтрат проникает на глубину 0,4-0,8 м. По мнению авторов [102], фильтраты буровых растворов способны проникать в продуктивные пласты на еще более значительные расстояния, достигающие 0,2 - 3 м. Значительно большую глубину проникновения фильтрата (до 6,5 м и более) приводит в своей работе Амиян В.А. [15].

Глубина проникновения фильтрата и промывочной жидкости в пласт и ее количество при прочих разных условиях в значительной степени определяется перепадом давления на пласт в процессе его вскрытия. Как правило, продуктивные пласты вскрываются с давлениями, значительно превышающими пластовое. По этой причине наблюдается снижение абсолютной проницаемости образцов пород в 1,8-42 раза, а в некоторых случаях абсолютная проницаемость уменьшается до нуля [38]. Так, например, на месторождениях Западной Украины избыточное давление на пласт в процессе его вскрытия достигало 17 МПа, в объединении Туркменнефть больше 20 МПа, в объединении Ставропольнефтегаз от 6 МПа и выше.

Аналогичное положение наблюдается почти во всех районах. Например [13], на Западном Палванташе во время вскрытия некоторых пластов избыточное давление составляло 12,8-16,8 МПа. Естественно, при таких давлениях в пласт проникает большое количество фильтрата, в особенности, если для вскрытия используют недостаточно качественные глинистые растворы с высокой водоотдачей.

Так, например, репрессия на кровле продуктивного горизонта Оренбургского и Карачаганакского месторождений достигает соответственно 14,0-16,2 МПа [66, 48].

Значительный прирост гидродинамического давления наблюдается также во время спуска инструмента: в процессе бурения скважин в Тюменской области, на

глубине 2100-2200 м гидродинамическая репрессия при спуске инструмента достигает 8,0-10,0 МПа [101].

Естественно, при таких давлениях в пласт проникает большое количество промывочной жидкости и ее фильтрата. В [77] описан случай, когда высокодебитная скважина перестала давать нефть после попадания в ее призабойную зону промывочной жидкости из соседней скважины, расположенной на расстоянии 75 м.

При проникновении фильтрата бурового раствора в продуктивный пласт происходит заметное ухудшение естественных коллекторских свойств призабойной зоны в результате действия следующих факторов:

- набухание глинистых частиц породы коллектора, когда вода фильтрата отличается по своему солевому составу от пластовой воды;

- снижение фазовой проницаемости по нефти при появлении водной фазы и блокирующего действия воды в результате образования пристенных слоев, обладающих повышенной вязкостью и упругим сопротивлением сдвигу на поверхности пор коллектора [20];

- возникновение капиллярных явлений на контакте воды с пластовой нефтью;

- образование в призабойной зоне стойких водонефтмных эмульсий типа «вода в нефти», слабофильтрующихся не только вследствие более высокой, чем у чистой нефти вязкости, но и из-за наличия ярко выраженных тиксотропных свойств;

- закупоривание пор коллектора нерастворимыми в воде и нефти твердыми осадками, образующимися в результате химического взаимодействия фильтратов буровых растворов и промывочных жидкостей с пластовыми жидкостями.

1.1.2 Набухание глинистых частиц

Снижение проницаемости продуктивного пласта в результате набухания глинистых частиц после проникновения фильтрата промывочной жидкости в призабойную зону зависит от типа глинистого минерала, степени его

дисперсности, природы обменных катионов, свойств фильтрата промывочной жидкости и др. Наибольшие объемные изменения происхо�

Информация о работе

Макарова, Ирина Игоревна
кандидата технических наук
Москва, 2013
ВАК 25.00.15

Диссертация

Исследование и разработка технологий, обеспечивающих сохранение природной проницаемости продуктивных пластов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы