Разработка комплекса методических и технологических решений по повышению качества вскрытия продуктивных пластов

Грошева, Татьяна Викторовна

Автореферат диссертации по теме "Разработка комплекса методических и технологических решений по повышению качества вскрытия продуктивных пластов"

На правах рукописи

ГРОШЕВА ТАТЬЯНА ВИКТОРОВНА

РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСА МЕТОДИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ КАЧЕСТВА ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2004

Работа выполнена на кафедре «Ремонт и восстановление скважин» в Государственном учреждении высшего и профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Научный руководитель: - кандидат технических наук

Харламов Константин Николаевич

Официальные оппоненты: - доктор технических наук,

профессор Нифонтов Юрий Аркадьевич - кандидат технических наук, Саунин Виктор Иванович

Ведущее предприятие: Дочернее федеральное государственное унитарное предприятие «Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого бурения» (ДФГУП «ЗапСибБурНИПИ»)

Защита состоится 19 июля 2004 года в 10 30 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 ТюмГНГУ по адресу: 625039, Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ, по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Автореферат разослан 18 июня 2004 г. Ученый секретарь

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Сургутский нефтегазоносный район является одним из крупнейших в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Структура ресурсной базы нефтедобычи не является исключением из общих правил, и поэтому наибольшим распространением пользуются залежи трех групп.

В первую очередь, и в течение довольно длительного периода, основная доля добычи в ОАО «Сургутнефтегаз» обеспечивалась за счет разработки первой группы месторождений, которая характеризуется хорошими фильтрацион-но-емкостными свойствами и высокими дебитами скважин. В настоящее время залежи первой группы, к которым относятся Федоровское (пласт БС10), Западно-Сургутское (пласт BC1, БС2, БС10) и ряд других месторождений, существенно выработаны.

Ко второй группе залежей относят газонефтяные (ГН) залежи, их фильтра-ционно-емкостные свойства достаточно хорошие, однако, нефтеизвлечение затрудняется из-за наличия разнофазных флюидов (нефть, газ, вода). В настоящее время газонефтяные залежи введены или вводятся в разработку, например, пласт АС4-8 Федоровского месторождения.

К третьей группе относятся залежи с низкими коллекторскими свойствами, освоение которых находится сейчас в начальной стадии, а условия нефтеизвле-чения отличаются от условий первых двух групп и характеризуется рядом технических, технологических и экономических ограничений.

Принципиальные изменения в структуре запасов углеводородного сырья, требования экономической целесообразности определили новую техническую политику в области бурения, связанную с повышением качества вскрытия продуктивных пластов и требующую обобщения опыта освоения и разработки новых перспективных технологий, обеспечивающих наиболее полное сохранение коллекторских свойств в период строительства скважин. Экономические условия функционирования нефтегазодобывающих предприятий предъявляют по-

вышенные требования к обоснованию любых практических действий по освоению месторождений, особенно с трудноизвлекаемыми запасами.

Проблема качественного вскрытия продуктивного пласта включает большой круг вопросов, хотя до настоящего времени понимается довольно ограниченно - главным образом уделяется внимание буровым растворам, минимально снижающим проницаемость призабойной зоны, и используется наиболее доступный для изменения фактор - обработка буровых и тампонажных растворов с целью снижения водоотдачи. Решение проблемы сдерживается в первую очередь отсутствием обоснованной методики оценки и управления качеством. Однозначного соответствия между результатами оценки качества и получаемым полезным эффектом не удовлетворяет ни одна из известных методик. В настоящее время в ОАО «Сургутнефтегаз» охвачены разработкой более 34 месторождений, каждое из которых представлено группой пластов (от 2 до 10), имеющих промышленное значение в области добычи нефти. Таким образом, определение в лабораторных условиях влияния на разрабатываемые геологические объекты всего многообразия технологических жидкостей, применяемых для строительства скважин, является актуальной задачей.

Цель работы. Повышение качества строительства скважин путем разработки и эффективного применения технологических жидкостей с учетом геологических условий.

Основные задачи исследований

1 Детальные исследования литолого-петрофизических свойств пород-коллекторов и определение приоритетных параметров для их классификации.

2 Разработка классификации пород-коллекторов для месторождений ОАО «Сургутнефтегаз».

3 Разработка требований к керновому материалу для проведения экспериментальных исследований по определению влияния технологических жидкостей на изменение коллекторских свойств неоднородных по разрезу пластов.

4 Исследование свойств технологических жидкостей, применяемых при строительстве скважин, и оценка их влияния на степень снижения проницаемости кернового материала различных групп коллекторов.

5 Разработка метода оценки снижения коллекторских свойств неоднородных пластов при воздействии технологическими жидкостями, используемыми при строительстве скважин.

6 Исследование и совершенствование составов полимерглинистых буровых растворов, обеспечивающих качественное вскрытие низкопроницаемых коллекторов.

Научная новизна

1 Научно обоснованы принципы и разработана классификация пород-коллекторов для месторождений ОАО «Сургутнефтегаз».

2 Научно обоснован метод количественной оценки неоднородности и прогнозирование снижения коллекторских свойств продуктивных пластов при строительстве скважин.

3 Определена приоритетность влияния поверхностного натяжения на границе нефть-фильтрат бурового раствора на нефтеотдачу терригенных низкопроницаемых коллекторов.

Практическая ценность работы

1 Проведенный комплекс теоретических и экспериментальных исследований, разработанные при этом методики позволили осуществлять выбор и рекомендовать применение буровых растворов для конкретных геологических условий, что повысило качество вскрытия продуктивных пластов и способствовало сохранению их потенциальной продуктивности;

2 Разработана рецептура ингибирующего бурового раствора, которая рекомендована для первичного вскрытия низкопроницаемых пластов (патент № 2203920);

3 Разработаны рекомендации, основные положения которых использованы при составлении следующих регламентирующих документов:

- РД 00137578-001-98. Буровые растворы для строительства пологих и горизонтальных скважин (технологический регламент на приготовление, химическую обработку, очистку и природоохранные мероприятия);

- РД 5753490-022-2000. Технологический регламент на бурение из обводненных и бездействующих эксплуатационных скважин боковых стволов с горизонтальным участком;

- РД 314170706-027-2001. Технологический регламент на проектирование и строительство горизонтальных скважин;

- РД 5753490-034-2003. Методика лабораторных исследований различных технологических жидкостей при их прокачивании через керн.

Внедрение разработанных руководящих документов способствовало совершенствованию технологии строительства скважин с целью повышения нефтеотдачи пластов.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на Международной научно-практической конференции «Энергосбережение при освоении и разработке месторождений Западно-Сибирского региона» (Тюмень; ЗапСибГазпром, 1997), на первой и второй Всероссийских научно-технических конференциях «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (Тюмень, ТюмГНГУ, соответственно, 1998 и 2000), Международной научно-практической конференции «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России» (Тюмень, ЗапСибГазпром, 1999), Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса» (Тюмень, ТюмГНГУ-ДООО «Бургаз», 2000), Российских научно-практических конференциях «Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в 21 веке» (Тюмень, СибНИИНП, 2000) и «Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири» (Тюмень, СибНИИНП, 2001), Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы развития топливно-

энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2001), Международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2003), Межвузовских студенческих научных конференциях и конференциях молодых специалистов ОАО «Сургутнефтегаз», заседаниях и семинарах кафедр «Бурение нефтяных и газовых скважин» и «Ремонт и восстановление скважин» ТюмГНГУ.

Публикации. Основные положения диссертационной работы опубликованы в 21 печатной работе, в том числе одном патенте РФ.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 124 наименований работ отечественных и зарубежных авторов. Объем работы 165 страниц машинописного текста, 24 рисунка, и 16 таблиц и 3 приложения.

На различных этапах выполнения работы большую помощь и участие оказывали профессора, доктора технических наук Зозуля Г.П., Кузнецов Ю.С., Овчинников В.П., кандидаты технических наук Еланцева С.Ю., Лушпеева О.А., Паршукова Л.А., Усачев Е.А., Шенбергер В.М., опытные производственники Коровина ТА, Лосева Н.Т., которым автор глубоко благодарен.

Особую искреннюю признательность и благодарность автор приносит научному руководителю Харламову Константину Николаевичу.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, определены цели и задачи исследований, сформулированы научная новизна и практическая ценность, дана общая характеристика и назначение работы.

Первый раздел посвящен анализу фильтрационно-емкостных и петрофи-зических свойств коллекторов месторождений, разрабатываемых ОАО «Сургутнефтегаз». Приведены сведения об особенностях состава, строения и залега-

ния пород, нефтегазоносности разреза, поверхностно-активных свойствах пород и т.д.

Литолого-фациальные и коллекторские исследования пластов, содержащих основные газонефтяные залежи Сургутского района, выполняются двумя способами - по гидродинамическим исследованиям (ГИС) и керновому материалу.

Гидродинамические исследования скважин не обеспечивают достаточной точности в оценке коллекторских свойств при излишнем их осреднении, что затрудняет восприятие общей картины распределения коллекторских свойств.

Сравнительный анализ исследований показывает, что проницаемость по ГИС существенно отличается от проницаемости определяемой по керну (таблица 1). В связи с этим, использованы данные нетрофизических исследований.

Таблица 1 - Характеристика коллекторских свойств пластов Западно-Сургутского месторождения

Пласт Коэффициент По ГИС По керну

кол-во скважин среднее значение кол-во скважин среднее значение

БСю-12 Пористости, % 1135 22,7 54 23,6

Проницаемости, мкм2 КГ* 1135 212,0 52 113,7

бс4 Пористости, % 21 26,7 2 27,7

Проницаемости, мкм2 КГ* 21 174,0 2 328,3

Кроме того, проанализированы сведения об особенностях состава, строения, залегания и поверхностно-активных свойствах пород, нефтеносности отложений, дана литологическая характеристика пород продуктивных пластов Сургутского свода. В связи с широким диапазоном значений пористости, проницаемости, водоудерживающей способности в одном исследуемом геологическом объекте, строились гистограммы распределения, по которым устанавливались наиболее характерные значения. Полученные распределения носят случайный характер, поэтому для более точного выбора значений необходимо определение функциональной зависимости (рисунок 1).

0,3-1,0 1,0-3,0 3-10 Ю-ЗО 30-1ОО 100-300 3002 -3 1000 Проницаемость, мкм 10

Рисунок 1 — Гистограмма распределения проницаемости пород пласта АС4 Федоровского месторождения

Установлено, что существенное влияние на коллекторские свойства пластов оказывают размер и отсортированность обломочных материалов; минеральный состав зерен; количество, состав и тип цемента.

На основании анализа материала определено, что в группе коллекторов с проницаемостью 100 - 1000 мкм2 • 10-3 и более преобладают литотипы песчаников, алевролитов и неотсортированных пород. Группа коллекторов с проницаемостью 50 — 100 мкм2 • 10-3 представлена литотипами: в тех же количествах ли-тотип песчаника, а литотипы алевролитов и неотсортированных пород частично замещаются литотипами глин и карбонатных пород. Третья группа коллекторов представлена, в основном, литотипами алевролитов и карбонатных пород.

Таким образом, литолого-фациальные и коллекторские свойства продуктивных пластов определяют их нефтенасыщенность, что обуславливает необходимость учета условий залегания, формирования и петрофизических особенностей при реализации практических решений в области строительства скважин с целью сохранения коллекторских свойств, особенно сложнопостроенных залежей.

Во втором разделе рассмотрены методики оценки влияния технологических жидкостей и их свойств на фильтрационные характеристики пласта.

Коллекторские свойства пород в призабойной зоне изменяются в результате физико-химического и механического воздействий при заканчивании скважин. При неизменных технологических параметрах вскрытия продуктивных пластов (температура, гидродинамическое и механическое воздействия, скорость циркуляции жидкости) необходимо уделять особое внимание физико-химическим взаимодействиям флюида и пород пласта с фильтратом буровых и тампонажных растворов, а также действию адсорбционных, капиллярных и диффузно-осмотических сил. Исходя из этого, необходима оценка технологических, поверхностно--активных, ингибирующих свойств технологических жидкостей и, в первую очередь, буровых растворов.

Процесс вскрытия продуктивных пластов бурением является одной из основных технологических операций от которой зависит производительность скважин. Получение потенциально возможных притоков нефти и газа во многом определяется соответствием типов и свойств буровых растворов петрофи-зическим характеристикам коллектора. В разное время решению этой проблемы были посвящены работы Ангелопуло O.K., Булатова А.И., Грея Д.Е., Дарли Г.С., Жуховицкого С.Ю., Зозули Г.П., Кистера Э.Г., Кошелева А.Т., Мамаджа-нова Э.У., Мавлютова М.Р., Мирзанджанзаде А.Х., Михеева Г.Л., Овчаренко Ф.Д., Полякова В.Н., Пенькова А.И., Ребиндера П.А., Рябченко В.И., Середы Н.Г., Шарипова А.У. и др.

Определение свойств буровых растворов и их влияние на фильтрационные характеристики продуктивных пластов проводилось с применением комплекса физических, физико-химических и специальных методов исследований в соответствии с действующими государственными стандартами, отраслевыми стандартами, техническими условиями и руководящими документами. Эти исследования включают как стандартные, так и специальные методы.

Одним из способов повышения качества буровых растворов является их ингибирование. Известно, что в случае применения ингибированных растворов

увеличение нефтеотдачи пласта может составить 40-45 %. Несмотря на большое количество работ в области создания и внедрения рецептур ингибирован-ных глинистых растворов, вопросы влияния различных систем на кол-лекторские свойства продуктивных горизонтов изучены недостаточно.

Ингибирующие и капсулирующие свойства реагентов по отношению к глинистым породам предлагается оценивать по степени и скорости набухания.

В существующей методике В.Д.Городнова продолжительность проведения эксперимента находится в пределах от 24 до 1200 часов (в зависимости от типа исследуемого глиноматериала и реагента). Для определения скорости набухания глинистых минералов и пород строится кривая кинетики набухания. Истинная скорость набухания в любой момент времени определяется величиной тангенса угла наклона касательной к кривой кинетики набухания, средняя за весь процесс — отношением показателя набухания (количеством жидкости набухания связанной 1 г глинистых минералов) к периоду набухания, т.е. времени от момента контакта образца с жидкостью до равновесного набухания.

По данным экспериментальных исследований были построены графики зависимости изменения объема и скорости набухания глиноматериалов от времени для различных растворов. Анализируя полученные зависимости можно сделать вывод, что основное увеличение объема (стабилизация процесса набухания) происходит за время, не превышающее 350 минут (рисунок 2).

Н, мкм

140 -

и, мкм/мин

120

У=-аЫ£

I 7 6 5

100

80

60

4

3

40

2

20

а 1СС 200 300 400 !>С0

Т, мин

Рисунок 2 - Скорость набухания (1) и изменение объема (2) глинопорошка марки ПМБА в растворе 0,3 % ^Ьт

о

300

о

Кроме того, взаимодействие фильтрата с компонентами пластовых флюидов в призабойной зоне, приводит к нарушению равновесия на границах раздела фаз и изменению проницаемости пород коллектора, при этом характеристика смачиваемости применяемых растворов и реагентов является одним из наиболее значимых параметров управляющих движением флюидов в коллекторе. В связи с этим необходимо определить снижение фильтрационных характеристик модели призабойной зоны пласта, изменение смачиваемости коллектора в результате взаимодействия технологических жидкостей строительства скважин, а также оценить величины поверхностного натяжения применяемых жидкостей на границе нефть-фильтрат бурового раствора и фильтрат-воздух.

В третьем разделе приведены результаты экспериментальных исследований свойств буровых, тампонажных растворов и перфорационных сред. На первом этапе оценивались технологические, реологические, поверхностно -активные свойства и ингибирующая способность буровых растворов применяемых для вскрытия продуктивных пластов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», либо рекомендуемых к применению.

В качестве сред испытания применялись водные растворы исследуемых реагентов, рекомендуемые буровые растворы и, для сравнения, дистиллированная вода. При этом по коэффициентам набухания - ^ и сравнительного набухания в воде — Кв рекомендуется оценивать степень ингибирования предлагаемого состава и прогнозировать степень ингибирования при получении естественных полимерглинистых растворов.

В качестве тестовых материалов для экспресс-оценки исследовались гли-нопорошки как отечественного (Серпуховский, Борщевский, Качканарский, Черкасский), так и зарубежного (Вайомингский бентонит) производства и шлам глиносодержащих пород, отобранный из различных интервалов разрезов скважин Федоровского и Конитлорского месторождений. При этом научный и практический интерес представляют интервалы, в которых возможна наработка раствора и имеются предпосылки возможной потери устойчивости пород

(кровля ачимовских отложений), а также возможно резкое ухудшение коллек-торских свойств низкопроницаемых продуктивных пластов.

По данным проведенных исследований установлено, что наибольшим ин-гибирующим действием из исследуемых растворов обладает 0,30 % Kelzan + 2,32 % солевой композиции (в состав которой входят СаСЬ,, NaCl, CaS04, Са(ОН)2, Fe203, Si02); 0,30 % Kelzan; 1-1,5 % Kempas; 0,05 % PolyDia + 0,25 % PolyPlus +2,32 % солевой композиции; 2,32 %-ный раствор солевой композиции + 7,00 %-ный раствор КС1; 0,50 % Сурап; 0,10 % Smectex + 0,10 % CMC; 0,50 % Cypan + 0,01 % Dk-Drill; 0,01 % Dk-Drill + 0,54 % Cypan + 2,32 % солевой композиции; 0,35 % Gabrosa; 0,1 % Kempas; 0,40 % Aqwa-Pac + 0,30 % Cla-Cure и 0,20 % Polystebl.

Данные эксперименты проводились с целью изучения возможностей получения естественных глинистых растворов по различным схемам: 1) наработка раствора в процессе бурения преимущественно за счет разбуриваемых глинистых пород разреза (как правило, до глубин 1000 м); 2) поддержание свойств бурового раствора на необходимом уровне за счет минимального использования шлама разбуриваемых глинистых пород; 3) предварительная оценка устойчивости стенок скважин, сложенных глиносодержащими породами (цементирующее вещество).

Оценка значений межфазного натяжения для фильтратов буровых растворов на границе фильтрат-воздух и фильтрат-нефть проводилась по методу вращающей капли с помощью тензиометра (Spinning Drop Interfacial Tensiometer), фирмы Temco. Измерение межфазного натяжения осуществляется между двумя жидкостями при повышении температуры (от комнатной до 100 °С (212°F)) при атмосферном давлении.

Анализ экспериментальных данных позволяет констатировать следующее: значения поверхностного натяжения на границе фильтрат-воздух для растворов на базе реагентов Kempas, Polykem D и раствора IKF имеют близкие значения при температуре 20 °С, соответственно, 44,26 и 45,8 мН/м и при температуре 70 °С 34,99 мН/м у раствора на базе реагентов Kempas, Polykem D и 32,71 мН/м

— у раствора IKF. Значение поверхностного натяжения на границе фильтрат-нефть для исследуемых растворов при нормальных условиях меньше, чем в дистиллированной воде в 1,28 и 1,7 раз, соответственно. Характер смачивания нефтесодержащих пород можно изменить путем воздействия бурового раствора с гидрофобизирующими добавками (на стадии первичного вскрытия), либо композициями, обладающими гидрофобизирующими свойствами (на стадии вторичного вскрытия).

На втором этапе исследовалось снижение фильтрационных характеристик модели призабойной зоны пласта в результате взаимодействия технологических жидкостей строительства скважин, согласно методике, разработанной в ТО СургутНИПИнефть. Исследования проводились на установках FDES 650Z фирмы «Coretest systems» и FDTES-100-140, фирмы «Corelab», позволяющих моделировать условия фильтрации жидкостей через колонку кернов, максимально приближенные к пластовым. Для пластов с проницаемостью 100 — 1000 мкм2 • 10-3 были исследованы образцы породы пласта АСю Лянторского месторождения (проницаемость 300 — 380 мкм2 • 10-3) и образцы керна продуктивных пластов AOs.«, АС^ Федоровского месторождения с проницаемостью от 102 до 335 мкм2 • 10-3. Для пластов с проницаемостью 50-100 мкм2 • 10-3 (II группа) исследовались образцы породы Конитлорского и Федоровского месторождений (проницаемость 55 — 99,4 мкм2 • 10-3). Для низкопроницаемых пластов 3 группы (проницаемость менее 50 мкм2 • 10-3) исследовались образцы керна Федоровского месторождения с проницаемостью от 3,3 до 6,7 мкм2 • 10-3. Результаты исследований представлены в таблице 2.

По результатам проведенных лабораторных исследований определены оптимальные составы и требуемые технологические свойства буровых растворов по параметрам поверхностного натяжения, ингибирующей способности и коэффициента восстановления проницаемости при воздействии на породы с различными литолого-петрофизическими свойствами.

Таблица 2 — Значения коэффициентов восстановления проницаемости в зависимости от типов исследуемых жидкостей и класса коллектора

Тип исследуемой технологической жидкости Класс

I II III

Коэффициент восстановления проницаемости, %

Биополимерный раствор 98,0 78,01 40,0

Полимерглинистый раствор 42,8 34,69 35,5

Биополимерный раствор, фильтрат цементного раствора, слабокислотная перфорационная жидкость 51,8 55,66 23,3

Полимерглинистый раствор, фильтрат цементного раствора, слабокислотная перфорационная жидкость 45,5 33,64 16,07

Биополимерный раствор, фильтрат цементного раствора, солевая перфорационная среда - 52,48 26,5

Полимерглинистый раствор, фильтрат цементного раствора, солевая перфорационная среда - 49,0 15,9

Четвертый раздел посвящен разработке метода оценки качества вскры-

тия продуктивных пластов.

Анализ состояния вскрытия продуктивных пластов и систематические исследования влияния различных буровых растворов на проницаемость пористой среды, проводимые в ОАО «Сургутнефтегаз», показывают, что продуктивные пласты необходимо вскрывать со строгим учетом геолого-физических особенностей коллектора и физико-химических взаимодействий пород с насыщающими их флюидами и технологическими жидкостями. До настоящего времени для характеристики пласта используют усредненные показатели.

Восстановлению и увеличению естественной проницаемости призабойной зоны посвящены работы многих исследователей, при этом основной задачей является разработка универсальной технологии, позволяющей одновременно устранить несколько причин снижения продуктивности скважин. Нами предлагается прогнозировать степень ухудшения коллекторских свойств в зависимости от применяемых технологических жидкостей и литолого-петрофизических

характеристик неоднородного по разрезу пласта. Многообразие разрабатываемых нефтеносных объектов предопределяет необходимость классификации пород-коллекторов.

В разное время вопросам разработки классификации по разным категориям признаков было посвящено большое количество работ многих ведущих отечественных и зарубежных исследователей Абдулмазитова Р.Г., Абызбаева И.И., Балакирева Ю.А., Галеева Р.Г., Долженкова В.Н., Зинатуллина Н.Х., Коса И.М., Кошелева А.Т., Лысенко В.Д., Маряка С.Г., Муслимова Р.Х., Медведева Н.Я., Петерсона А.Я., Рафиенко И.И., Рябченко В.И., Самарцева В.Н., Саунина В.И., Сонича В.П., Сулакшина С.С., Ханина А.А., Усманова И.Ш. и других.

Существующие на сегодняшний день классификации горных пород решают частные задачи. Кроме того, при разработке классификаций горных пород, даже для конкретных условий бурения и выборе типа раствора для повышения качества вскрытия пласта, не оценивалось влияние различных технологических жидкостей (в том числе и буровых растворов) на первоначальную проницаемость пористой среды.

Для составления классификации были проанализированы распределение пористости, проницаемости, водоудерживающей способности и литологиче-ские параметры по 29 месторождениям (127 продуктивных пластов). На основании полученных результатов, а также с учетом имеющихся исследований и накопленного практического опыта была разработана классификация пластов Сургутского региона, в которой выделенные классы пород-коллекторов характеризующихся наличием общих литолого-петрографических особенностей, близкими значениями величин эффективной пористости, проницаемости, водо-удерживающей способности, а также размерами основных фильтрующих пор и средних диаметров поровых каналов.

Такой подход к созданию классификации продуктивных пластов Сургутского региона позволяет выбирать наиболее представительный керновый материал по различным месторождениям и пластам для проведения исследований, на основании которых становится возможным прогнозировать степень измене-

ния коллекторских свойств продуктивных пластов для данной группы коллекторов.

Для получения метода оценки изменения коллекторских свойств продуктивных пластов месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» и разработки рекомендации по выбору технологических жидкостей и снижению их отрицательного воздействия для конкретных горно-геологических условий, с использованием вышеизложенных методик, были исследованы ингибирующие, физико-химические и технологические свойства жидкостей, применяемых при строительстве скважин, и их воздействие на качество вскрытия пластов. При проведении исследований подбирался наиболее представительный керновый материал из предложенного в классификации.

По результатам исследований был составлен график изменения коэффициента восстановления проницаемости в зависимости от класса коллектора для различных технологий вскрытия пласта (рисунок 3).

Предлагаемая методика заключается в следующем:

1 В исследуемом объекте (пласт А) определяются нефтеносность, литоло-го-петрофизические, фильтрационно-емкостные, поверхностно-активные свойства пород.

2 По полученным данным из пласта А выделяется (п) количество пропла-стков с различными свойствами.

3 Каждый п-пропласток относится к определенному классу в соответствии с предложенной классификацией, либо в соответствии с полученными математическими распределениями определяются наиболее значимые величины.

4 В соответствии с вышеприведенным графиком зависимости оценивается влияние технологий, и выбираются технологические жидкости строительства скважин, обеспечивающие сохранение потенциальной продуктивности пласта.

5 По предложенной методике производится интегральная оценка качества вскрытия пласта, на основании которой возможно прогнозирование влияния исследуемых технологий на любой эксплуатационный объект. Кроме того, по

р.%

Рисунок 3 - Диаграмма прогнозирования изменения коллекторских свойств пласта в период

строительства скважин

мере накопления материала можно будет сопоставить результаты прогнозирования качества вскрытия неоднородного по разрезу пласта с данными геофизических исследований по каждой скважине, а также строить карты зависимости качества вскрытия от применяемой технологии для каждого конкретного пласта.

Таким образом, на основании распределения пористости, проницаемости, водоудерживающей способности и литологических параметров, а также на базе имеющихся исследований и накопленного практического опыта, была разработана классификация пластов Сургутского региона и комплексная методика оценки снижения коллекторских свойств пласта при строительстве скважин, с помощью которой возможно прогнозирование степени снижения продуктивности в результате воздействия технологических жидкостей и выбор наиболее оптимальных составов, обеспечивающих наиболее полное сохранение фильтрационных характеристик.

В пятом разделе разработан комплекс методических и технологических решений по обеспечению сохранности проницаемости пласта и определена их эколого-экономическая эффективность.

На основании проведенных лабораторных исследований было установлено, что коэффициент восстановления проницаемости используемых на сегодняшний день буровых растворов при вскрытии низкопроницаемых коллекторов не превышает 50 %. Его значения для различных типов растворов варьируются в зависимости от глинистости кернового материала, размера порового пространства и т.д, причем величина изменяется при применении одного типа раствора от 23 до 51 %. В связи с этим, проблема вскрытия продуктивных пластов с низкой проницаемостью является наиболее актуальной.

Исходя из того, что практически все терригенные коллектора имеют определенный процент различных глинистых минералов, по-разному реагирующих на ионообменные процессы с водной фазой в зависимости от минерализации и термобарических условий, основополагающим фактором, определяющим качество вскрытия низкопродуктивных пластов, является регулирование процессов

взаимодействия фильтратов буровых растворов с глинистыми минералами породы-коллектора.

Попытки установления функциональных связей молекулярно-поверхностных явлений, происходящих на границе раздела фаз, с коэффициентами восстановления проницаемости или остаточной нефтенасыщенности предпринимались многими авторами и научными подразделениями, однако в большинстве случаев они содержат множество коэффициентов и установить количественные значения достаточно проблематично.

Рассмотрим выражение (Н.А.Черемисин, В.П.Сонич, Ю.Е.Батурин, Н.Я.Медведев), учитывающее влияние воздействия на коэффициент остаточной нефтенасыщенности гидродинамических и физико-химических факторов нефтеотдачи.

где - соответственно остаточная и начальная нефтенасыщешюсть кол-

лектора;

Ost — межфазное натяжение на границе нефть - вода, соответственно, в исходном состоянии и при воздействии растворенных в нефти и воде активных примесей, дин/см,

коэффициенты, зависящие от особенностей строения пластов; - пористость коллектора, %;

lf- скорость фильтрации вытесняющей воды, м3/(м2 сут);

Ца, /4- вязкость, соответственно, вытесняющего arema и воды, м2/с;

Адаптируя формулу для условий бурения - скорости фильтрации вытесняющей воды будет соответствовать скорость поступления фильтрата бурового раствора, вязкость - вязкости фильтрата, — вязкости остаточной воды,

— межфазному натяжению, соответственно, на границе нефть — вода и нефть - фильтрат бурового раствора.

Выражение показывает, что при прочих равных условиях коэффициент остаточной нефтенасыщенности зависит от коэффициента К-и вязкости.

Экспериментально, методом вращающей капли, с помощью устройства для определения поверхностного натяжения "Spinning Drop Interfacial Tensiometer" модель 510, фирмы ТЕМСО, были определены величины поверхностного натяжения фильтратов различных типов буровых растворов на границе фильтрат-воздух и фильтрат-нефть в зависимости от температуры и рассчитаны значения коэффициента К. Результаты представлены в таблице 3.

Таблица 3 — Значения О и ß для различных типов растворов

Тип жидкости Поверхностное натяжение на границе с нефтью, мН/м К ß,%

Дистиллированная вода 8.17 - 15

Kem Pas, Poly Кет D 6.37 0.22 35

IKF 4.81 0.41 40

КМЦ, фурфуриловый спирт 4.11 0.49 82

Kempas, Polykem D, ФК-2000 3.65 0.55 85

С учетом проведенных исследований и влияния этого коэффициента можно прогнозировать величину коэффициента восстановления проницаемости, т.е. для прогнозирования влияния буровых растворов на первом этапе оценивать значения поверхностного натяжения, а затем проводить экспериментальные исследования на керновом материале.

Наиболее перспективны для ингибироваыия глинистых пород гидрофоби-зирующие растворы, которые содержат в качестве ингибирующих добавок вещества, вызывающие гидрофобизацию глинистых пород: кремнийорганические соединения или соли высших жирных (или нафтановых) кислот. Эти соединения вследствие своей дифильности адсорбируются на глинистых минералах, создавая гидрофобный барьер, препятствующий контактированию глин с дисперсионной средой раствора (водой).

Аналогичной дифильностью обладает фурфуриловый спирт, который в водной среде образует трехмерный «полимер». Поэтому для получения высо-

коингибированного бурового раствора в рецептуре содержащей: глинопоро-шок, воду, КМЦ, КССБ и солевую композицию заменяют два последних реагента на один фурфуриловый спирт.

Это позволяет улучшить ингибирующий эффект при разбуривании глино-содержащих пород, сократить компонентный состав бурового раствора, улучшить технологические параметры за счет уменьшения значений структурно-реологических показателей.

Полученные результаты свидетельствуют о том, что ингибирующие свойства предлагаемого бурового раствора в 1,5 раза превышают аналогичные свойства раствора на основе реагентов Kempas, Polykem D. Применение предлагаемой рецептуры способствует значительному сокращению осыпей и обвалов при разбуривании неустойчивых аргиллитоподобных отложений, а также снижает отрицательное воздействие раствора на пласт при вскрытии низкопроницаемых коллекторов. Фурфуриловый спирт выпускается серийно промышленностью, ввод 0,1 — 1 % позволяет уменьшить компонентный состав, что делает приготовление и применение бурового раствора более технологичным и менее трудоемким.

Основные выводы и рекомендации

1 Разработана классификация, позволяющая выбирать наиболее представительный керновый материал для проведения лабораторных экспериментов по определению влияния технологических жидкостей на изменение коллекторские свойства неоднородных по разрезу пластов.

2 Разработана методика оценки снижения коллекторских свойств пласта при строительстве скважин, с помощью, которой возможно прогнозирование снижения продуктивности в результате воздействия технологических жидкостей и выбор наиболее оптимальных составов.

3 Разработан состав ингибирующего бурового раствора, содержащий фур-фуриловый спирт, который рекомендован для вскрытия низкопродуктивных пластов (патент № 2203920).

4 Исследованы поверхностно-активные свойства применяемых в ОАО «Сургутнефтегаз» буровых растворов, на основании которых предложена методика оценки их влияния на коллекторские свойства низкопроницаемых пластов.

5 Результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований легли в основу регламентов и методик, технологических схем разработки Юкъяунского и Назаргалеевского месторождений

Основные положения диссертации опубликованы в 21 печатной работе, в том числе:

1 Изучение реологических свойств полимерных и полимерглинистых суспензий / Л.А. Паршукова, Е.К. Зозуля, С.Ю. Еланцева, Грошева Т.В., Пар-шуков А.В.//Изв. вузов. Нефть и газ.-Тюмень: ТюмГНГУ, 1997.-№ 6.- С. 48.

2 Л.А.Паршукова. К вопросу регулирования свойств полимерных и по-лимерглинистых суспензий / Л.А. Паршукова, Е.К. Зозуля, СЮ. Еланцева, Т.В.Грошева, А.В. Паршуков // Энергосбережение при освоении и разработке северных месторождений Западно-Сибирского региона: Научн.-практ. конф.-Тюмень: Запсибгазпром, 1997. - С. 33 - 35.

3 Зозуля Г.П. Особенности регулирования и моделирования свойств растворов при разбуривании глиносодержащих пород в наклонно направленных скважинах / Г.П. Зозуля, В.Г. Долгов, С.Ю. Еланцева, Т.В.Грошева // Моделирование технологич. процессов бурения, добычи и транспорт. нефти и газа на основе совр. информац. технологий: Всеросс. научн.-техн.конф.-Тюмень: ТюмГНГУ, 1998.-С.15-17.

4 Кузнецов Ю.С О роли обменных процессов в глинистых породах и моделировании их свойств при бурении скважин / Ю.С. Кузнецов, Е.К. Зозуля, Т.В. Грошева // Моделирование технологич. процессов бурения, добычи и транспорт, нефти и газа на основе совр. информац. технологий: Всеросс. на-учн.-техн.конф.-Тюмень: ТюмГНГУ, 1998.-С.19-20.

5 Выбор и исследование рецептур буровых растворов для бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин / Т.В.Грошева, Г.П. Зозуля,

B.Г. Долгов, Ю.Р. Гибашева, Т.В. Артановская, Н.В. Копанева // От института к университету: XXII студ. научн.-техн.конф.-Тюмень: ТюмГНГУ, 1998. - С. 24.

6 Грошева Т.В. О регулировании свойств растворов при разбуривании глиносодержащих пород в наклонно направленных скважинах. Нефть и газ — 98. 52 межвуз.студ. научн.конф.- М: ГАНГ им. Губкина, 1998. - С. 14.

7 Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов / Г.П. Зозуля,

C.Ю. Еланцева, А.В. Подшибякин, В.Г. Долгов, Т.В.Грошева // Ресурсосбережение в ТЭК России: Межд. научн.-техн.конф.-Тюмень: Запсибгазпром, 1999. -С. 36.

8 Зозуля Г.П. Влияние различных типов буровых растворов на устойчивость стенок скважин / Г.П. Зозуля, С.Ю. Еланцева, Т.В. Грошева, А.В. Подшибякин, В.Г. Долгов // Ресурсосбережение в ТЭК России: Межд. научн.-техн.конф.-Тюмень: Запсибгазпром, 1999.- С 36.

9 Балуев А.А. Эффективность применения биополимерных буровых растворов при бурении боковых стволов с горизонтальным участком / А.А. Балуев, О.А. Лушпеева, Е.А. Усачев, Т.В.Грошева // Нефтяное хозяйство. - М., 2001.-№9.-С. 35.

10 Усачев Е.А. Оценка влияния биополимерного бурового раствора на проницаемость пласта по данным лабораторных исследований / Е.А. Усачев, А.А. Балуев, Т.В.Грошева // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона. Сб. науч. тр. СургутНИПИнефть. Из-во «Путиведъ», Екатеринбург, 2001. Вып.З. - С299-304.

11 Грошева Т.В. Обоснование целесообразности применения биополимерных растворов для вскрытия продуктивных пластов на месторождениях Западной Сибири. - Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири. Науч.-практ. конф. молодых ученых и специалистов.-Тюмень: СибНИИНП, 2001.С.51-59.

12 Грошева Т.В. Разработка гидрофобизирующих технологических жидкостей для вскрытия продуктивных пластов при бурении и ремонте скважин / Т.В.Грошева, А.Б. Тулубаев, М.В. Листак, Ж.С Попова, Г.П. Зозуля // Пробле-

мы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе. Всеросс. науч.-техн. конф.-Тюмень: ТюмГНГУ, 2001. - С.23.

13 Пьянкова Е.М. К вопросу о точности определения параметров пласта, получаемых при гидродинамических исследованиях /Е.М. Пьянкова, М.Л.Карнаухов, Т.В.Грошева // Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе: Сб. тр. Всеросс. науч.-техн. конф.-Тюмень: ТюмГНГУ, 2001. - С.ЗЗ.

14 Грошева Т.В. Исследование и разработка комплекса технологических решений по повышению устойчивости глиносодержащих пород и сохранению проницаемости продуктивных пластов // Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе: Тр. Междунар. науч.-техн. конф. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. (Т. 2) - С.34-39.

15 Усачев Е.А. Прогнозирование повреждения пласта на основе оценки отрицательного влияния буровых растворов на его проницаемость / Е.А. Усачев, К.Н. Харламов, Т.В.Грошева // Нефтяное хозяйство. - 2003.- № 11. - С. 36 - 37.

16 Патент № 2203920, С 09 К 7/02. Буровой раствор /Г.П.Зозуля, М.Г.Гейхман, Т.В.Грошева (РФ) - № 2001113592/03; Заявлено 18.05.2001; Опубл. 10.05.2003, Бюл. №13.

Соискатель

Т.В.Грошева

Подписано к печати 10 06.2004 г. Усл.-печ. л. 1,0. Печать ризограф Бумага Госзнак. Тираж 100 экз.

Отпечатано в издательском центре «Академия» Лицензия ИД № 05351 от 10.07.2001 г. 625023, г. Тюмень, ул. Одесская, 54, тел./факс (3452) 25-29-48

Í13287

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Грошева, Татьяна Викторовна

р ВВЕДЕНИЕ.

1 ФИЛЬТР АЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ И ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ 9 СВОЙСТВА КОЛЛЕКТОРОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ ОАО "СУРГУТНЕФТЕГАЗ".

1.1 Литолого-фациальные и коллекторские свойства продуктивных 9 пластов

1.2 Коллекторские свойства и нефтеносность отложений.

1.3 Краткая литологическая характеристика пород продуктивных 15 пластов Сургутского свода.

1.4 Поверхностные свойства пород. Смачиваемость.

Выводы по разделу.

2 МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ ТЕХНОЛО- 35 ГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ НА ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ПЛАСТА.

2.1 Ингибирование глинистых пород в растворах полимеров.

2.1.1 Разработка экспресс-метода оценки и исследования набухания 39 глинистых пород.

2.2 Оценка влияния физико-химических взаимодействий.

2.2.1 Методика определения поверхностного натяжения методом 46 вращающейся капли.

2.2.2 Метод определения смачиваемости.

2.3 Оценка влияния технологических жидкостей на снижение фильтрационных характеристик.

2.3.1 Методика по определению влияния технологических жидкостей на модель призабойной зоны пласта.

Выводы по разделу.

3 РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ВЛИЯНИЯ БУРОВЫХ 52 РАСТВОРОВ НА КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ.

3.1 Результаты исследований ингибирующих свойств растворов.

3.2 Результаты исследований физико-химических свойств растворов.

3.3 Результаты исследований свойств буровых растворов.

3.4 Результаты экспериментальных исследований влияния технологических жидкостей на изменение коллекторских свойств.

Выводы по разделу.

4 РАЗРАБОТКА МЕТОДА ДИФФЕРЕНЦИРОВАННОЙ ОЦЕН- 93 КИ КАЧЕСТВА ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ. t 4.1 Анализ существующих классификаций коллекторов нефти и газа.

4.2 Классификация коллекторов нефти и газа.

4.3 Метод дифференцированной оценки качества вскрытия пластов . 103 Выводы по разделу.

5 КОМПЛЕКС МЕТОДИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ

ПЛАСТОВ.

5.1 Прогнозная оценка повреждения пласта за счет отрицательного влияния буровых растворов на проницаемость пористой среды.

5.2 Разработка рецептуры ингибированного бурового раствора для 111 обеспечения сохранности проницаемости пласта.

5.3 Эколого-экономическая оценка комплекса технологических реше- 120 ний.

5.3.1. Экономическая оценка технологических решений.

5.3.2. Экологическая оценка технологических решений.

Выводы по разделу.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка комплекса методических и технологических решений по повышению качества вскрытия продуктивных пластов"

Актуальность проблемы. Сургутский нефтегазоносный район является одним из крупнейших в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Структура ресурсной базы нефтедобычи не является исключением из общих правил, и поэтому наибольшим распространением пользуются залежи трех групп.

В первую очередь, и в течение довольно длительного периода, основная доля добычи в ОАО «Сургутнефтегаз» обеспечивалась за счет разработки первой группы месторождений, которая характеризуется хорошими фильтрацион-но-емкостными свойствами и высокими дебитами скважин. В настоящее время залежи первой группы, к которым относятся Федоровское (пласт БСю), Западно-Сургутское (пласт БСь БС2, БСю) и ряд других месторождений, существенно выработаны.

Ко второй группе залежей относят газонефтяные (ГН) залежи, их фильтра-ционно-емкостные свойства достаточно хорошие, однако, нефтеизвлечение затрудняется из-за наличия разнофазных флюидов (нефть, газ, вода). В настоящее время газонефтяные залежи введены или вводятся в разработку, например, пласт АС4.8 Федоровского месторождения.

К третьей группе относятся залежи с низкими коллекторскими свойствами, освоение которых находится сейчас в начальной стадии, а условия нефтеизвле-чения отличаются от условий первых двух групп и характеризуется рядом технических, технологических и экономических ограничений.

Принципиальные изменения в структуре запасов углеводородного сырья, требования экономической целесообразности определили новую техническую политику в области бурения, связанную с повышением качества вскрытия продуктивных пластов и требующую обобщения опыта освоения и разработки новых перспективных технологий, обеспечивающих наиболее полное сохранение коллекторских свойств в период строительства скважин. Экономические условия функционирования нефтегазодобывающих предприятий предъявляют повышенные требования к обоснованию любых практических действий по освоению месторождений, особенно с трудноизвлекаемыми запасами.

Проблема качественного вскрытия продуктивного пласта включает большой круг вопросов, хотя до настоящего времени понимается довольно ограниченно - главным образом уделяется внимание буровым растворам, минимально снижающим проницаемость призабойной зоны, и используется наиболее доступный для изменения фактор - обработка буровых и тампонажных растворов с целью снижения водоотдачи. Решение проблемы сдерживается в первую очередь отсутствием обоснованной методики оценки и управления качеством. Однозначного соответствия между результатами оценки качества и получаемым полезным эффектом не удовлетворяет ни одна из известных методик. В настоящее время в ОАО «Сургутнефтегаз» охвачены разработкой более 34 месторождений, каждое из которых представлено группой пластов (от 2 до 10), имеющих промышленное значение в области добычи нефти. Таким образом, определение в лабораторных условиях влияния на разрабатываемые геологические объекты всего многообразия технологических жидкостей, применяемых для строительства скважин, является актуальной задачей.

Цель работы. Повышение качества строительства скважин путем разработки и эффективного применения технологических жидкостей с учетом геологических условий.

Основные задачи исследований

1 Детальные исследования литолого-петрофизических свойств пород-коллекторов и определение приоритетных параметров для их классификации.

2 Разработка классификации пород-коллекторов для месторождений ОАО «Сургутнефтегаз».

3 Разработка требований к керновому материалу для проведения экспериментальных исследований по определению влияния технологических жидкостей на изменение коллекторских свойств неоднородных по разрезу пластов.

4 Исследование свойств технологических жидкостей, применяемых при строительстве скважин, и оценка их влияния на степень снижения проницаемости кернового материала различных групп коллекторов.

5 Разработка метода оценки снижения коллекторских свойств неоднородных пластов при воздействии технологическими жидкостями, используемыми при строительстве скважин.

6 Исследование и совершенствование составов полимерглинистых буровых растворов, обеспечивающих качественное вскрытие низкопроницаемых коллекторов.

Научная новизна

1 Научно обоснованы принципы и разработана классификация пород-коллекторов для месторождений ОАО «Сургутнефтегаз».

2 Научно обоснован метод количественной оценки неоднородности и прогнозирование снижения коллекторских свойств продуктивных пластов при строительстве скважин.

3 Определена приоритетность влияния поверхностного натяжения на границе нефть-фильтрат бурового раствора на нефтеотдачу терригенных низкопроницаемых коллекторов.

Практическая ценность работы

1 Проведенный комплекс теоретических и экспериментальных исследований, разработанные при этом методики позволили осуществлять выбор и рекомендовать применение буровых растворов для конкретных геологических условий, что повысило качество вскрытия продуктивных пластов и способствовало сохранению их потенциальной продуктивности;

2 Разработана рецептура ингибирующего бурового раствора, которая рекомендована для первичного вскрытия низкопроницаемых пластов (патент № 2203920);

3 Разработаны рекомендации, основные положения которых использованы при составлении следующих регламентирующих документов:

- РД 00137578-001-98. Буровые растворы для строительства пологих и горизонтальных скважин (технологический регламент на приготовление, химическую обработку, очистку и природоохранные мероприятия);

- РД 5753490-022-2000. Технологический регламент на бурение из обводненных и бездействующих эксплуатационных скважин боковых стволов с горизонтальным участком;

- РД 314170706-027-2001. Технологический регламент на проектирование и строительство горизонтальных скважин;

- РД 57&490 -034-2003. Методика лабораторных исследований различных технологических жидкостей при их прокачивании через керн.

Внедрение разработанных руководящих документов способствовало совершенствованию технологии строительства скважин с целью повышения нефтеотдачи пластов.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на Международной научно-практической конференции «Энергосбережение при освоении и разработке месторождений ЗападноСибирского региона» (Тюмень; ЗапСибГазпром, 1997), на первой и второй Всероссийских научно-технических конференциях «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (Тюмень, ТюмГН-ГУ, соответственно, 1998 и 2000), Международной научно-практической конференции «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России» (Тюмень, ЗапСибГазпром, 1999), Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса» (Тюмень, ТюмГНГУ-ДООО «Бургаз», 2000), Российских научно-практических конференциях «Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в 21 веке» (Тюмень, СибНИИНП, 2000) и «Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири» (Тюмень, СибНИИНП, 2001), Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2001), Международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2003), Межвузовских студенческих научных конференциях и конференциях молодых специалистов ОАО «Сургутнефтегаз», заседаниях и семинарах кафедр «Бурение нефтяных и газовых скважин» и «Ремонт и восстановление скважин» ТюмГНГУ.

Публикации. Основные положения диссертационной работы опубликованы в 21 печатной работе, в том числе одном патенте РФ.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 124 наименований работ отечественных и зарубежных авторов. Объем работы 165 страниц машинописного текста, 24 рисунка, и 16 таблиц и 3 приложения.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Грошева, Татьяна Викторовна

Основные выводы и рекомендации

1 Разработана классификация, позволяющая выбирать наиболее представительный керновый материал для проведения лабораторных экспериментов по определению влияния технологических жидкостей на изменение коллекторские свойства неоднородных по разрезу пластов.

2 Разработана методика оценки снижения коллекторских свойств пласта при строительстве скважин, с помощью, которой возможно прогнозирование снижения продуктивности в результате воздействия технологических жидкостей и выбор наиболее оптимальных составов.

3 Разработан состав ингибирующего бурового раствора, содержащий фурфуриловый спирт, который рекомендован для вскрытия низкопродуктивных пластов (патент № 2203920).

4 Исследованы поверхностно-активные свойства применяемых в ОАО «Сургутнефтегаз» буровых растворов, на основании которых предложена методика оценки их влияния на коллекторские свойства низкопроницаемых пластов.

5 Результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований легли в основу регламентов и методик, технологических схем разработки Юкъяунского и Назаргалеевского месторождений

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Грошева, Татьяна Викторовна, Тюмень

1. Федорова Т.А. О природе аномалии собственной поляризации в баже-новской свите /Т.А.Федорова, Е.М.Дзюбенко // Геология нефти и газа. 1991. -№6.-С. 21-23.

2. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных теллитологиче-ских ловушек нефти и газа. Л.: Недра, 1984. — 259 с.

3. Медведев Н.Я. Геотехнологические основы разработки залежей с труд-ноизвлекаемыми запасами нефти. М.: ВНИИОЭНГ, 1997. - 267 с.

4. Комплексное лабораторное изучение пород-коллекторов по разведочным и эксплуатационным скважинам ОАО «Сургутнефтегаз». Том 7. Отчет о НИР по договору № Д-39-00 (Н.00-01. ТФ. 149). Отв. исп. Романов Е.А. Тюмень, 2001.-90 с.

5. Туезова Н.А. Физические свойства горных пород Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции /Н.А.Туезова, Л.М.Дорогиницкая, Р.Г.Демина, Н.И.Брюзгина. М.: Недра, 1975.- 184 с.

6. Карогодин Ю.Н. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири: Сис-темно-литологический аспект / Ю.Н.Карогодин, С.В.Ершов, В.С.Сафонов и др. Новосибирск. Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1996. - 94 с.

7. Нестеров И.И. Нефть черных сланцев. Изв. вузов. Нефть и газ. 1998. -№ 5. — С.24 -26.

8. Коллекторские свойства и литологические особенности продуктивных пород Тюменской области, вскрытых в скважинах, пробуренных с применением РНО. Том 9. Отчет о НИР (закл) / ТЦЛ; Отв. исп. Пих Н.А., Кропотова Е.П. -Тюмень, 1993.-218 с.

9. Колгина Л.П. Породы коллекторы нижнего неокома месторождений нефти Среднего Приобья /Л.П.Колгина, Н.А. Чернова. - М.: Наука, 1977. — 46 с.

10. РД 153-39-0-047-00. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. -М.: Минтопэнерго РФ, 2000. 129 с.

11. Craig, F.F. The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding: Monograph Series, SPE, Richardson. TX, 1971.- p. 12-44.

12. Hassler, G.L. The Role of Capillarity in Oil Production / G.L. Hassler, E. Brunner and T.J.Deahl; Trans., AIME, 1944. 155 p.

13. Slobod R.L. Method for determining wettability of reservoir rocks / R.L. Slo-bod, H.A. Blum. Trans. AIME, 1950. - 58 p.

14. Nutting, P.G. Some Physical and Chemical Properties of Reservoir Rocks Bearing on the Accumulation and Discharge of Oil: Problems of Petroleum Geology, W.E.Wrather and F.H. Lahee, AAPG, Tulsa, 1934.- 825 p.

15. Andresen, K.H. Discussion of Nature and Importance of Surface Forces in Production of Petroleum: Drill and Prod. Prac., API, New York City, 1939. 442 p.

16. Болдырев А.И. Физическая и коллоидная химия. — М.: Высшая школа, 1983.-408 с.

17. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. — М.: Недра, 1977.-287 с.

18. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение — М.: Недра, 1969.-368 с.

19. Усманов И.Ш. О карбонатности меловых толщ Сургутского нефтегазоносного района / И.Ш.Усманов, Е.Н.Трофимова, А.М.Карлов // Нефтяное хоз-во. 2000. - № 8. - С. 63 - 66.

20. Лебедев Б.А. Влияние эпигенетических процессов на параметры коллекторов и покрышек в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности / Б.А.Лебедев, Г.Б.Аристова, Е.Г.Бро и др // Тр. ВНИГРИ, вып. 361. Ленинград: Недра, 1976. - 132 с.

21. Галлеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья /Монография М.: КубК-а, 1997. - 352 с.

22. Балакирев Ю.А. Повышение производительности нефтяных пластов и скважин / Ю.А.Балакиров, С.Г. Маряк Киев: Техшка, 1985. - 118 с.

23. Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов. — М.: Недра, 1990.-230 с.

24. Басарыгин Ю.М. Заканчивание скважин / Ю.М.Басарыгин, А.И.Булатов, Ю.М.Проселков. М.: Недра, 2000. - 677 с.

25. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов / Г.П. Зозуля, С.Ю. Еланцева, А.В. Подшибякин, В.Г. Долгов, Т.В.Грошева // Ресурсосбережение в ТЭК России: Межд. научн.-техн.конф.-Тюмень: ЗапСибГазПром, 1999.-С.36.

26. Касьянов Н.М. Вопросы повышения качества вскрытия продуктивных пластов / Н.М.Касьянов, В.Т.Штырлин // ТНТО сер. Бурение. М.: ВНИИО-ЭНГ. - 1969. - 87 с.

27. Крезуб А.П. Изменение проницаемости коллекторов в призабойной зоне плата при заканчивании скважин / А.П.Крезуб, В.И.Яковенко // Нефтяное хозяйство. 1986. -№И.- С.44 - 47.

28. Антонов К.В. Оценка качества вскрытия пластов полимерными растворами без твердой фазы / К.В.Антонов, В.А.Кошляк // Нефтяное хозяйство. — 1986.-№ 1.-С. 64-70.

29. Грей Дж. Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): Пер. с англ.-М.: Недра, 1985.

30. В. Д. Городнов. Физико химические методы предупреждения ослож нений в бурении. - М.: Недра, 1984. - 280 с.

31. ГОСТ 577 68. Индикатор часового типа ИЧ. 1968.

32. Лушпеева О.А. Применение ПАВ комплексного действия при бурении скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» / О.А.Лушпеева, В.Н.Кошелев, Г.П.Зозуля, В.Г.Долгов // Изв. вузов, 1999. № 4. - С. 37 - 42.

33. Anderson, W.G. Wettability Literature Survey Part 2: Wettability Measurement. Published in XPT, 1986.

34. Bobek, J.E. Reservoir Rock Wettability Its Significance and Evaiuation / J.E.Bobek, C.C.Mattax, M.O.Denekac // Tranc., AIME, 1958. - 213 p.

35. Burkhardt, J.A. Effect of CoreSurfacing and Mud Filtrate Flushing on Reliability of Core Analysis Conducted on Fresh Cores / J.A.Burkhardt, M.B.Ward, R.H.McLean //paper SPE 1139-G, presented at the 1958 SPE Annual Meeting, Houston. Oct. 5-8.

36. Amott E. Observations Relating to the Wettability of Porous Rock. Trans., AIME, 1959.-P. 62-156.

37. Ehrlich, R. Interrelation of Crude Oil and Rock Properties With the Recovery of Oil by Caustic Waterflooding / R.Ehrlich, and R.J.Wygal // SPEJ, 1977, -P. 70263.

38. Mungan N. Relative Permeability Measurement Using Reservoir Fluids. SPEJ 398-402; Trans., AIME, 1972. P. 253.

39. Sharma, M.M. The Alteration of Rock Properties Due to Interactions With Drilling Fluid Components / M.M.Sharma, R.W.Wunderlich //, paper Spe 14302 presented at the 1985 SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Las Vegas, 1985.-P. 22-25.

40. Spinning Drop Interfacial Tensiometer. Instruction Manuals. Temco, 2002. -58 p.

41. Dunning, H.N. Capillarimetric Method for Measurement of Crude Oil Tendency / H.N.Dunning, R.T.Johansen // Pet. Eng. № 7. - 1958. - P.26-27.

42. Dunning H.N. Relative Wetting Tendencies of Crude Oil by the Capillarimetric Method / H.N.Dunning, R.T.Johansen // Producers Monthly. №11. - 1959. -P.20-22.

43. Dunning H.N. Relative Wetting Tendencies of Crude Oils by Capillarimetric Method", U.S.Dept. of the Interior, USBM, report RI 5752, 1961.

44. Caylas, J.L. The Measurement of Low Interfacial Tension via the Spinning Drop Technique / J.L.Caylas, R.S.Schechter, W.H.Wade // ACS Symposium Series, Number 8: Adsorption at Interfaces (American Chemical Society). 1975. - P. 234237.

45. Ammot E. Observations Relating to the Wettability of Porous Rock. Trans AIME, 1959. -P.62-156.

46. Cuiec L.E. Determination of the Wettability of a Sample of Reservoir Rock. Rev/Inst. Franc. Du Petrole, 705-28. English translation available from John Crerar Library, translation no. 81-13920-81.-1978. №5. - 33 p.

47. Donaldson E.C. Wettability Determination and Its Effect on Recovery Efficiency / E.C.Donaldson, R.D.Thomas, P.B. Lorenz // SPEJ. 1969. - P. 13-20.

48. Dullien F.A.L. Porous Media: Fluid Transport and Structure, Academic • Press. New York City, 1979.

49. Hjelmeland O. Wettability, the Key to Proper Laboratory Waterflooding Experiments / O. Hjelmeland, O.Torsaeter// Intl. Energy Agency Workshop on Enhanced Oil Recovery, Bartlesville Energy Technology Center, CONF-8004140, U.S.DOE, 1981.-P. 1-24.

50. Ionescue E. A Review of Laboratory Techniques for Measuring Wettability of Petroleum Reservoir Rocks / E. Ionescue, B.B.Maini //. Petroleum Recovery Inst., report 1983-3.- Calgary, 1983.

51. Marsden S.S. Wettability-Its Measurement and Application to Waterflooding, J.Jap. Assoc. Pet. Tech., 1965. № 1. - P. 1-10.Ф

52. Marsden, S.S. Wettability: The Elusive Key to Waterflooding, Petroleum Engineer, 1965. № 4. - P. 82-87.

53. McGhee J.W. Relative Wetting Properties of Crude Oils in Berea Sandstone / J.W.McGhee, M.E.Crocker, E.C.Donaldson // Bartlesville Energy Technology Center, report BETC/RI-78/9, U.S.DOE, 1979.

54. Raza S.H. Wettability of Reservoir Rocks and Its Evaluation / S.H.Raza, L.E.Treiber, D.L.Archer // Produsers Monthly, 1968. № 4. - P. 2 - 7.

55. Treiber L.E. A Laboratory Evaluation of the Wettability of Fifty Oil Producing Reservoirs / L.E.Treiber, D.L.Archer, W.W.Owens // SPEJ, 1972. 40 p.

56. Подшибякин А.В. Технологии строительства наклонно направленных и горизонтальных скважин в неустойчивых породах ачимовского комплекса: Дис. к та техн. наук; 05.15.10; - Защищена 20.07.1999.-Тюмень, 1999.- 273 с.

57. Усачев Е.А. Моделирование фильтрации технологических жидкостей в призабойную зону пласта при строительстве скважин: Дис. к та техн. наук; 25.00.15; - Зазищена 20.06.2002. - Тюмень. 2002. - 110 с.

58. РД 5753490-034-2003. Методика лабораторных исследований различных технологических жидкостей при их прокачивании через керн. — Тюмень, ОАО «Сургутнефтегаз», 2003 .- 11 с.

59. Трошева Т.В. О регулировании свойств растворов при разбуривании глиносодержащих пород в наклонно направленных скважинах. Нефть и газ — 98. 52 межвуз.студ. научн.конф.- М: ГАНГ им. Губкина, 1998. С. 14.

60. Зозуля Г.П. Влияние различных типов буровых растворов на устойчивость стенок скважин / Г.П. Зозуля, С.Ю. Еланцева, Т.В. Грошева, А.В. Подшибякин, В.Г. Долгов // Ресурсосбережение в ТЭК России: Межд. научн.-техн.конф.-Тюмень: ЗапСибГазПром, 1999.- С.36.

61. РД 39-2-645-81. Методика контроля параметров буровых растворов. — Краснодар: ВНИИКрнефть, 1981.-21 с.

62. РД 39-3-276-79. Временное методическое руководство по измерению и расчету реологических характеристик буровых растворов. — М.: ВНИИБТ, 1979.

63. Комплекс реологических критериев для оценки технологических свойств бурового раствора. -М.: ВНИИБТ, 1982. 18 с.

64. Стандарт Американского нефтяного института 13В-1 (RP13B-1) "Recommended practice standard procedure for field mesting water-based drilling fluids", 1990.-42 c.

65. СТП 103-99. Сборник методик контроля параметров буровых и тампо-нажных растворов. Сургут: ОАО «Сургутнефтегаз», 1999. — 50 с.

66. РД 5753490-006-98. Технологический регламент на проектирование и строительство нефтяных скважин (буровые растворы). — Сургут: ОАО «Сургутнефтегаз», 1998. 35 с.

67. Экспертная оценка новых химических реагентов и материалов, применяемых при строительстве скважин в ОАО Сургутнефтегаз. Отчет о НИР (закл)./ Руководитель Г.П.Зозуля. 03.97.97.0551.С/8-07/ - Тюмень: ТюмГНГУ, 1998.- 171 с.

68. Балуев А.А. Эффективность применения биополимерных буровых растворов при бурении боковых стволов с горизонтальным участком / А.А. Балуев, О.А. Лушпеева, Е.А. Усачев, Т.В.Грошева // Нефтяное хозяйство. — Москва, 2001.-№9.-С. 35.

69. РД 5753490-022-2000. Технологический регламент на бурение из обводненных и бездействующих эксплуатационных скважин боковых стволов с горизонтальным участком. -Тюмень: ОАО «Сургутнефтегаз», 2000. 87 с.

70. РД 314170706-004-2002. Технологический регламент на проектирование и строительство горизонтальных скважин. Тюмень-Сургут: ОАО «Сургутнефтегаз», 2002. - 82 с.

71. Инструкция по технологии приготовления и химической обработке пресного глинистого раствора для бурения наклонно-направленных скважин. — Сургут: ОАО «Сургутнефтегаз», 1999. 10 с.

72. РД 00137578-001-98. Буровые растворы для строительства пологих и горизонтальных скважин. Сургут: ОАО «Сургутнефтегаз», 1998. — 82 с.

73. РД 00137578-001-98. Буровые растворы для строительства пологих и горизонтальных скважин (технологический регламент на приготовление, химическую обработку, очистку и природоохранные мероприятия). Тюмень: ТюмГНГУ, 1998.-75 с.

74. Пеньков А.И. Контроль реологических свойств буровых растворов по показателям «К» и «п» / А.И. Пеньков, А.И. Острягин // Вопросы промывки скважин с горизонтальными участками ствола: Сб. научн. тр. НПО «Бурение», Краснодар. - 1998. - С. 16 - 20.

75. Методы регламентирования свойств буровых растворов для горизонтальных скважин /А.И.Пеньков, Е.Ф.Филлипов, Б.А.Никитин. НПО «Бурение», Краснодар. - 1998. - С. 9 - 15.

76. Изучение реологических свойств полимерных и полимерглинистых суспензий / JI.A. Паршукова, Е.К. Зозуля, С.Ю. Еланцева, Трошева Т.В., Пар-шуков А.В.// Изв. вузов. Нефть и газ.-Тюмень: ТюмГНГУ, 1997.-№ 6.- С. 48.

77. Чубик П.С. Квалиметрия буровых промывочных жидкостей. — Томск, 1999.-297 с.

78. Сулакшин С.С. Бурение геологоразведочных скважин: Справочное пособие. М.: Недра, 1991. - 334 с.

79. Калинин А.Г. Разведочное бурение: Учебник для вузов / А.Г.Калинин, О.В.Ошкордин, В.М.Питерский, Н.В.Соловьев. М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2000.-748 с.

80. Спивак А.И. Разрушение горных пород при бурении скважин: Учебник для вузов / А.И.Спивак, А.Н. Попов. М.: Недра, 1994. — 261 с.

81. Ганджумян Р.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин: Справочное пособие / Р.А.Ганджумян, А.Г.Калинин, Б.А.Никитин; Под ред.

82. A.Г.Калинина. М.: ОАО Изд-во «Недра», 2000. - 489 с.

83. Будников В.Ф. Контроль и пути улучшения технического состояния скважин / В.Ф.Будников, А.И.Булатов, А.Я.Петерсон, С.А.Шаманов М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. — 305 с.

84. Турчанинов И.А. Современные методы определения физических свойств горных пород /И.А.Турчанинов, Р.В.Медведев, В.И.Панин. — М.: Недра, 1967.-81 с.

85. Иванова М.М. Особенности разработки месторождений с трудноиз-влекаемыми запасами нефти (на примере Талинского месторождения) / М.М. Иванова, В.А.Григорьева, В.Д.Лысенко, Н.Н.Михайлов, Ю.Г.Пименов,

86. B.Ф.Чарыкин; Под ред. М.М.Ивановой. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - 71 с.

87. Ханин А.А. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. — М.: Недра, 1976.-295 с.

88. Викторин В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей. М.: Недра, 1988. - 148 с.

89. Chatzis I. Magnitude and detailed structure of residual oil saturation. -SPE/DOE Third Joint Symposium on Enhanced oil recovery / I.Chatzis, N.R.Mor-row, H.T. Lim. Tulsa, 1982.-P. 111-121.

90. Dullen F.A.L. Porous media. Fluid transport and pore structure. — London: Acad. Press. NY, 1979. 396 p.

91. WardlawN.C. Oil Blob populations and mobilization of Trapped oil in consolidated packs / N.C.Wardlaw, M. Mckellar-v63, Can. J. Chem. Eng., 1985. №4. -P. 525-532.

92. Поляков B.H. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин / В.Н.Поляков, Р.К. Ишкаев, P.P. Лукманов Уфа: Тау, 1999. - 408 с.

93. Клюсов А.А. Классификация осложнений в системе пласт — скважина и причин, их вызывающих // А.А.Клюсов, В.А.Клюсов, М.Г.Гейхман, А.А.Ах-метов / Нефтяное хоз-во. 1998. - № 2. — С. 12-14.

94. Кривоносов И.В. О влиянии давления закачки воды на проницаемость призабойной зоны / И.В.Кривоносов, А.Ф.Кириллин, С.П.Пустовой // Нефтяное хоз-во. 1970. - № 8. - С. 43.

95. Фахретдинов Р.Н. Новые физико-химические аспекты повышения эффективности химреагентов в нефтедобыче / Р.Н.Фахретдинов, Р.Ф.Нигматул-лина-Уфа: Гилем, 1996. — 191 с.

96. Фахретдинов Р.Н. Гидрофобизация призабойной зоны гидрофильных коллекторов /Р.Н.Фахретдинов, Ю.В.Земцов, Т.С.Новоселов и др.// Нефтяное хозяйство 1999. - № 4. - С. 29-30.

97. Черемисин Н.А. Физические основы повышения эффективности разработки гранулярных коллекторов / Н.А.Черемисин, В.П.Сонич, Ю.Е.Батурин, Н.Я.Медведев // Нефтяное хоз-во. 2002. - № 8. - С. 38 - 42.

98. Усачев Е.А. Прогнозирование повреждения пласта на основе оценки отрицательного влияния буровых растворов на его проницаемость / Е.А. Усачев, К.Н. Харламов, Т.В.Грошева // Нефтяное хозяйство. 2003.- № 11. - С. 36 -37.

99. Булатов А.И. Справочник по промывке скважин / А.И.Булатов, А.И.Пеньков, Ю.С.Проселков-М.: Недра, 1984. 317 е.

100. Козлов А.И. Фурфурол, лигнин, многоатомные спирты — ценное сырье в промышленности органического синтеза // РНТЖ Гидролизная и лесохимическая промышленность. 1958. - № 6. - С. 10-16.

101. Пат. РФ 2103311, С 09 К 7/00. Буровой раствор /Зозуля Г.П, Кузнецов Ю.С., Овчинников В.П. №96102916/03; Заявлено 15.02.96; Опубл. 27.01.98, Бюл. № 3.

102. ОСТ 39-202-86. Черкасский бентонитовый глинопорошок, марка Б-1.

103. ТУ 6-09-5283-86. Технические условия. Карбоксиметилцеллюлоза.

104. ГОСТ 28960-91. Технические условия. Спирт фурфуриловый. 01.07.92.

105. Патент № 2203920, С 09 К 7/02. Буровой раствор /Г.П.Зозуля, М.Г.Гейхман, Т.В.Грошева (РФ) № 2001113592/03; Заявлено 18.05.2001; Опубл. 10.052003, Бюл. №13.

106. РД 314170706-005-97. Регламент по охране окружающей среды при проектировании и производстве работ на кустах, расположенных в водоохранных зонах месторождений ОАО «Сургутнефтегаз». — Сургут: ОАО Сургутнефтегаз. 1997. 125 с.

107. Узбеков Ф.М. Детоксикация отработанных буровых растворов и буровых шламов / Ф.М.Узбеков, А.И.Шульгин // НТЖ Бурение и нефть. 2002. - № 10.-С. 12-13.1. Прилс^^ение А

108. Графики распределение литолого-петрофизических параметров)зон