Книга
← К списку книгЗагрузка разделов…
активнаАктивные записи участвуют в каталоге и синках. Неактивная книга скрыта, но не удалена из базы.
Книга
' ПРЕДИСЛОВИЕ
В Советском Союзе добыча нефти и газа из залежей с трещинным типом коллектора приобретает важное значение (Чечено-Ингушская АССР, месторождения нефти Куйбышевской области, Шебелинское газовое месторождение Украинской ССР и др.).
Трещинный тип коллектора в разведочные работы на нефть и газ и в разработку нефтяных и газовых месторождений в СССР начал вовлекаться сравнительно недавно. Тем не менее рост запасов нефти и газа промышленных категорий, приуроченных к этому типу коллектора, вызывает к нему особый интерес.
Среди вопросов, выдвигавшихся в связи с разведкой на нефть и газ в пластах, сложенных коллекторами трещинного типа, трудными являются выделение всеми имеющимися у разведчиков средствами исследования границ нефтегазоносности продуктивных пород и в особенности их обработка и опробование.
Сотни пробуренных скважин на разведочных площадях Восточной Сибири, Узбекистана, Ставрополья, Актюбинского Приуралья, западной части Грузии в процессе вскрытия пласта иногда слабо, а иногда даже очень бурно себя проявляли, но впоследствии после спуска и цементирования эксплуатационной колонны при поинтервальном опробовании пластов снизу — вверх оказывались «непродуктивными». Слово «непродуктивные» взято в кавычки по той причине, что во многих случаях продуктивную способность пластов применявшимися средствами возбуждения притоков обнаружить не удавалось.
Имеется немало примеров, когда в результате обработки плотные карбонатные породы, отнесенные к непромышленным, приобретали определенную промышленную ценность (Спраберри, США и др.). То же можно отметить и в отношении осинского горизонта усольской свиты нижнекембрийских отложений (Иркутский амфитеатр). Продолжительные разведочные работы, ориентированные на этот горизонт по ряду площадей, эффекта не давали. И это продолжалось до тех пор, пока в скв. 2, пробуренной на осинский горизонт на Атовскоц площади, не было проведено испытание с воздействием на пласт растворов ПАВ и смеси кислот.
К оценке промышленного значения коллекторов трещинного типа необходимо подходить особенно осторожно, так как нередко из таких коллекторов при пористости, колеблющейся всего лишь в пределах 5— 6%, получают большие фонтаны нефти и газа (например, из скв. 1 и 49 Марковской площади).
Создание в таких условиях нормально функционирующих каналов связи является одной из наиболее важных задач исследователей, занимающихся проблемами вскрытия и обработки трещинных коллекто-
ров. Ведь именно из-за механического повреждения эксплуатационного забоя такого пласта и возникновения непосредственно на поверхности его стока элементов, экранирующих притоки, возможен пропуск ценного промышленного объекта, вскрытого бурением.
По специальной методической программе в скважинах, вскрывших продуктивные коллекторы порового и особенно трещинного типов, были выполнены экспериментальные исследования на Парфеновской, Атов- ской и Христофоровской площадях Иркутского амфитеатра; Быстрян- ской, Ново-Михайловской и Сользаводской площадях Минусинской котловины; Южно-Борисовской и Плотниковской площадях Кузбасса и др.
Наряду с экспериментальными исследованиями проводились лабораторные работы. Для вскрытия и воздействия на пласт создавались рецептуры промывочных и рабочих жидкостей; определялась механическая прочность и изыскивались новые материалы для закрепления трещин.
Для экспериментальных исследований, вошедших в первое издание книги «Вскрытие и обработка пласта», были выбраны разведочные площади, находящиеся главным образом в районах Восточной Сибири. Причин к этому много. Огромная территория Сибирской платформы, занимающая междуречье Лены и Енисея и простирающаяся от предгорий Восточных Саян до Северного Ледовитого океана, больше всех представлена древнейшими осадочными образованиями кембрийского возраста, слагающими продуктивный разрез этого региона. Именно в этих отложениях, впервые разведываемых в СССР, широко распространены залежи нефти и газа в коллекторах трещинного типа. *
Среди проблем, имеющих для нашей страны огромное народнохозяйственное значение, создание на необъятных просторах Восточной Сибири нефтегазодобывающей промышленности имеет особое значение. Оно приведет к еще большему улучшению географического распределения добычи нефти и газа в стране. Ведь этот край с его неисчерпаемыми природными ресурсами до настоящего времени был лишь потребителем жидкого топлива. Между тем добыча нефти и газа здесь позволит только на одном транспорте нефти и нефтепродуктов сэкономить десятки миллиардов рублей и создать условия для значительного развития экономики этого края.
Целью бурения разведочных скважин на нефть и газ является определение промышленной ценности и перспектив нефтегазоносности разведуемого объекта, которое достигается в конечном счете испытанием скважин.
Трудности испытания разведочных скважин значительно усугубляются отсутствием у операторов по испытанию сравнительных данных о физических параметрах вскрытых горизонтов и возможности сопоставления их с вновь полученной информацией.
Вопросы прочности конструкции скважин, выбора средств и метонов создания связи скважины с пластом, обработка пласта разными методами воздействия, применения различных способов добычи для возбуждения притоков, вскрытия пласта с сохранением его собственной проницаемости, производства изоляционных работ, установления режима работающей скважины, гидродинамических исследований — все то, с чем обязательно сталкивается в процессе испытания скважин оператор, — являются этапами единого процесса, в котором каждый новый этап логически вытекает из предшествующего.
Очень сложны и разнообразны явления, возникающие между пластом и скважиной, и в зависимости от геолого-физических условий они способствуют или, наоборот, препятствуют установлению между ними устойчивой гидродинамической связи.
Возможность сохранить фильтрационную способность пласта и
естественную проницаемость призабойной зоны при его вскрытии, а также возбудить в короткие сроки притоки нефти и газа основывается на ряде научных положений и, конечно, не может ограничиваться лишь общими знаниями нефтегазопромыслового дела.
Используя методы обработки пласта, получившие за последнее десятилетие значительное развитие, можно ликвидировать образующиеся перебои в течении газожидкостной смеси и в разведочной скважине, пробуренной на новой площади, а также достигнуть с пластом нормальной связи. В этом и заключается основная задача нового раздела. Изучение широкого круга вопросов, охватываемых этим разделом, связано с возникновением и установлением полноценной гидродинамической связи скважины с пластом. Это новое направление соединяет теоретические основы технологии нефтегазодобычи в единую стройную систему, на которой базируется ряд заключительных этапов, завершающих сооружение глубоких скважин, имеющих различное целевое назначение (нефтяные, разведочные, газовые, нагнетательные и др.).
Круг экспериментальных исследований на указанных выше площадях (1959—1962 гг.) впоследствии значительно расширился вовлече* нием в него новых разведочных площадей (1963—2 967 гг.), работы на которых позволили собрать большой фактический материал, вошедший во второе издание книги «Вскрытие и обработка пласта».
Обширные работы велись на Мангышлакском полуострове (Казахская ССР), на площадях Узень и Жетыбай; продолжались работы в Восточной Сибири (Иркутский амфитеатр), на Марковской площади; в западной части Узбекистана, на площади Айзават; на Октемберян- ской площади (Армянская ССР); наконец, важные работы проведены в западной части Грузии, на площади Чаладиди.
Все эти работы, будучи ценным исходным материалом, послужили прочной базой для изложенных в книге широких теоретических обобщений.
Всем бригадам по бурению специальных разведочных скважин, бригадам, принимавшим участие в работе по испытанию скважин на площадях Атовской, Сользаводской, Быстрянской, Ново-Михайловской, Узень, Жетыбай, Марковской, Айзават, Октемберянской, Чаладиди, научно-исследовательским организациям, участвовавшим в работе, и отдельным работникам, оказавшим большую помощь своими ценными советами, автор, пользуясь предоставившимся случаем, выражает свою искреннюю и глубокую благодарность.
ВВЕДЕНИЕ
В решении задач, поставленных перед нефтяной и газовой промышленностью, большое значение имеет улучшение методики возбуждения и интенсификации притоков нефти и газа в пласте и высококачественное опробование объектов, встреченных в ходе бурения в геологическом разрезе и особенно сокращение сроков испытания разведочных скважин.
Получившие значительное развитие современные технологические процессы вскрытия и обработки пласта позволяют применительно к геолого-физическим условиям разрабатываемых залежей нефти и газа доводить производительность скважин до их продуктивной способности, а в разведочных скважинах избежать пропуск промышленных объектов.
Этим следует объяснить, что методы вскрытия и обработки пласта являются важнейшей составной частью процессов испытания разведочных скважин.
Обработка пласта начинается с самого начала его вскрытия. При этом агентом обработки служит промывочная жидкость, которая в процессе его разбуривания вытесняется в пласт.
Методами обработки пласта решается большой круг задач. С их помощью возможно обезопасить фильтрационные способности пласта от потери своих природных свойств, сохранить или восстановить естественную проницаемость продуктивных пород при вскрытии и первоначальном возбуждении притоков, а при разработке пласта интенсифицировать притоки нефти и газа.
На пласт воздействуют: для сохранения естественных свойств пласта и предупреждения потери проницаемости призабойной зоны вследствие увеличения при вскрытии пласта межфазных натяжений; образования в каналах связи эмульсий с вязкостью гораздо большей, чем нефть; гидрофильного или гидрофобного смачивания поверхности зерен, слагающих пласт, а также при набухании глинистых минералов, содержащихся в продуктивной породе, и суффозии; загрязнении призабойной зоны во время вскрытия или эксплуатации скважин минеральными осадками и продуктами коррозии (окисью железа и сульфидом), частицами силикатов (илом, глиной, тонкозернистым песком), твердыми нефтяными компонентами (парафином, асфальтитом, битумом) и органическими веществами (бактериальными осадками и водорослями); выпадении нерастворимых карбонатов и сульфидов в поровых каналах вследствие изменения давления и температуры; смыкании естественных микротрещин и перерождении капиллярных каналов, вызванных обнажением разреза продуктивных пород.
На разделах фаз физико-химическими превращениями изменяются поверхностно-пограничные свойства контактирующих тел, образуются искусственные и раскрываются естественные трещины, создаются кана-
лы разъедания. Эти процессы улучшают фильтрационную способность среды, увеличивают площадь дренажной системы, значительно содействуют возбуждению и интенсификации притоков нефти и газа.
К процессам вскрытия и обработки пласта предъявляется ряд важных требований: последовательность в осуществлении каждого этапа; комплексность всех действий, их единство и целеустремленность; тщательная подготовка в лаборатории рецептуры промывочной (рабочей) жидкости.
Средства и способы, применяемые в этих процессах, разнообразны. При вскрытии пласта используются специальные промывочные жидкости, обработанные поверхностно-активными веществами (ПАВ) на водной или углеводородной основе, аэрированные растворы. Забой от шлама очищают сжатым воздухом или газом. Используются специальные методы и средства перфорации обсадной колонны.
В технике бурения скважин появились средства значительного увеличения дренажной системы вскрытием из одного ствола нескольких эксплуатационных забоев (многозабойное бурение) и сохранения фильтрационных свойств пласта доведением забойного давления при его разбуривании до величины меньшей, чем пластовая (система электробурения с местной промывкой).
При испытании разведочных и эксплуатации нефтяных и газовых скважин широко применяются методы обработки пласта, в процессах которых в качестве рабочих жидкостей используются смеси ПАВ и кислот, а для закрепления трещин — твердый зернистый агент; гидравлический разрыв пласта (ГРП) с многими его разновидностями (например, в поинтервальном исполнении); гидрокислотный разрыв пласта (ГКРП); различные варианты кислотных обработок забоя и призабойной зоны; вытеснение в пласт под большим давлением химически активных реагентов (ПАВ) для изменения соотношений поверхностных сил на границах контактов между ними и газожидкостной смесью, насыщающей пласт, а также изменения поверхностных свойств твердой фазы пласта; вытеснение в пласт с большим расходом чистого раствора ПАВ очень слабой концентрации для очистки призабойной зоны от Кристалов соли (породообразующих или внесенных в пласт при вскрытии); промывка или очистка водой, водными растворами ПАВ или сжатым воздухом механической взвеси, отложившейся на забое; реперфорация под давлением в процессе эксплуатации газовых скважин; дополнительное вовлечение в разработку ранее не вскрытых пропластков или расширение интервалов перфорации; глубокое обнажение пласта струей, выходящей из гидропескоструйного аппарата и углубляющейся в горную породу; промывка кислотой и кварцевым песком ствола скважины и насосно-компрессорных труб для удаления продуктов коррозии; воздействие на забой знакопеременными ударами (резким изменением забойных давлений) для нанесения горной породе в окрестностях эксплуатационного забоя механических повреждений и образования каналов связи; тепловые методы, с помощью которых растворяются в -процессе прогрева эксплуатационного забоя парафин, смолы и другие твердые органические вещества, выделившиеся из нефти и осевшие во время эксплуатации скважин на забое.
В процессах ГРП, ГКРП в пласт вместе с рабочей жидкостью в США стали вводить азот. Когда после окончания процесса в скважине давление снижается, пузырьки азота, расширяясь в призабойной зоне вместе с рабочей жидкостью (водные или кислотные растворы), поступают из пласта обратно в скважину.
Все перечисленные выше методы обработки пласта имеют большое значение прежде всего для малопроницаемых высокопрочных горных пород, в которых основными подводящими каналами являются микротрещины, т. е. пластов, сложенных коллекторами трещинного типа.
Пользуясь этими методами, на эксплуатационных площадях ВО1 много раз можно повысить дебиты нефтяных и газовых и производительность водогазонагнетательных скважин, т. е. интенсифицировать добычу продукции с площади. На разведочных площадях методами обработки увеличивают притоки прежде всего там, где их возбуждение осложнено природными условиями или же характером вскрытия пласта.
Иногда только с их помощью можно достигнуть получения притоков, определить продуктивность скважин, сделать общее заключение о промышленной ценности открытой залежи.
Именно на основе комплекса работ по возбуждению притоков, а в некоторых осложненных условиях и по их интенсификации можно получить необходимые сведения для обоснования запасов промышленных категорий жидкого или газообразного полезного ископаемого.
Условия разведки не всегда позволяют учитывать естественные факторы, а незнание геолого-физических условий залежей, вскрытых впервые в процессе разведочного бурения, сильно влияет на общий ход и качество проводимых работ.
Поэтому особенно важными эти методы оказываются в случаях, когда применявшимися ранее средствами вовсе не удается возбудить приток. Так, например, крупные месторождения нефти в верхнемеловых отложениях Чечено-Ингушской АССР были открыты лишь при помощи кислотных обработок. По существу, в этом районе только благодаря кислотным обработкам избежали пропуск нефтяных пластов с большими запасами полезного ископаемого.
Отличительная особенность трещинных коллекторов в связи с процессами вскрытия и обработки пласта заключена прежде всего в особых условиях сообщения скважины с пластом. В этом типе коллектора пласт со скважиной сообщается несколькими единицами или десятками микротрещин, а не массой тончайших капиллярных каналов (образованных порами), как это обычно бывает в поровом типе коллектора. Другая важная особенность их состоит в том, что коллекторы трещинного типа обычно представлены карбонатными породами, хорошо растворяющимися в соляной кислоте.
С учетом этих особенностей и теоретических и экспериментальных исследований П. А. Ребиндера, С. А. Христиановича, Е. М. Смехова, Ф. И. Котяхова, К. В. Руппенейта и других, освещающих состояние пластовой жидкости, а также характер и поведение горной породы, вмещающей нефть и газ, сделана попытка раскрыть сущность физико- химических и механических явлений, сопровождающих процессы вскрытия и обработки пласта, представленного коллекторами трещинного типа, и на основании закономерностей, управляющих ими, разработать основные, принципиальные положения для этих процессов.
Настойчивый поиск путей, способов и методов полноценного испытания разведочных скважин, вскрывших коллекторы нефти и газа трещинного типа, имеет особо большое практическое значение. Это обусловливает следующее.
Возможность вовлечения в промышленную разработку залежей нефти и газа, сложенных такими коллекторами в Иркутском амфитеатре. Здесь этот тип коллектора имеет региональное распространение. На некоторых его площадях установлены уже запасы нефти и газа промышленных категорий (Марково, Атовская).
Существуют, таким образом, объективные условия для еще большего усиления в этом регионе поисково-разведочных работ, так как открылась принципиальная возможность решить важную народнохозяйственную проблему создания в Восточной Сибири нефтегазодобывающей промышленности.
Возможность получения из коллекторов такого же типа промышленной нефти и газа во многих других районах страны, например
в Грузинской ССР, на западе Узбекистана, на западе Украины, Ставрополье, Актюбинском Приуралье.
При возбуждении притоков нефти и газа в разведочных скважинах, вскрывших коллекторы трещинного типа на площадях Западно- Сибирской низменности, в Восточной Сибири, на западе Узбекистана, на западе Грузии, в Ставропольском крае, в Актюбинском Приуралье и на западе Украины, возникали серьезные трудности. Характер трудностей в таких коллекторах неоднороден, и они обусловлены как внешними, так и внутренними причинами.
В основном вскрытие продуктивных горизонтов производилось по- технологии, перенесенной преимущественно из Кавказских районов и районов Волго-Уральской области, в которых разрабатываются пласты с поровым типом коллектора.
Если в общем охарактеризовать внешние причины возникших трудностей, то они сводятся к тому, что освоение коллекторов трещинного* типа велось без знаний их закономерностей.
Не меньшее значение в возникновении трудностей имели, конечно, и внутренние причины; они вызваны коренным отличием коллекторов, трещинного типа от поровых.
В процессе испытания разведочных скважин, вскрывших этот тип коллектора, выявилось много новых, ранее неизвестных физических явлений, без знаний которых получить притоки нефти и газа, даже из- очень хорошо насыщенных пластов, иногда невозможно.
На практике отмечены случаи, когда обнаженные в разрезе коллекторов трещинного типа нефтегазонасыщенные пласты длительное время оставались необнаруженными.
Отсутствие до сего времени вполне оформившегося научного направления отрицательно сказывалось прежде всего на работах по испытанию разведочных скважин и на их продуктивности, в особенности вскрывших коллекторы трещинного типа.
Теоретические и экспериментальные исследования, выполненные » последние годы, обнаружили некоторые закономерности, лежащие в основе управления нефть- и газосодержащими пластами, сложенными трещиноватыми породами.
Основой для изучения процессов вскрытия и обработки пласта служат общетеоретические и нефтегазопромысловые дисциплины: физика пласта, гидродинамика, геология нефти и газа, петрография, разработка нефтяных и газовых месторождений, механика горных пород, физическая химия. Благодаря взаимному обогащению этих научных направлений, на гранях их соприкосновения с практикой нефтегазопромыслового дела в настоящее время сформировался выделившийся в- технологии добычи нефти и газа новый самостоятельный раздел. Значение его в установлении причинности явлений призабойной зоны, совершенствовании процессов вскрытия и обработки пласта с осложненным типом коллектора и более полной выработки залежей нефти » газа из года в год в дальнейшем, несомненно, будет возрастать, а содержание— расширяться и углубляться.
Глава I
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВАНЕФТЕГАЗОНОСНОГО ПЛАСТА.
МЕХАНИЧЕСКИЕ ЯВЛЕНИЯ В ГОРНОЙ ПОРОДЕ
При разработке нефтяных и газовых месторождений в горных породах возникают механические явления, оказывающие на процессы добычи нефти и газа разносторонние действия. Особенно они сказы- ватся при вскрытии и обработке нефтегазоносного пласта. Определяя характер и ход течения выполняемых процессов воздействия на пласт, эти явления существенно влияют на их результативность.
Изучением механических явлений в горных массивах нефтяных и газовых месторождений, залегающих глубоко под земной поверхностью, занимается механика горных пород. С ее помощью достаточно полно вскрывается качественная сторона ряда явлений, происходящих в ослабленном выработками горном массиве; исследуется перераспределение напряжений в породах, окружающих выработку; разрабатываются научно обоснованные методы определения в массиве пород напряжения и деформации. Наконец, очень важно, что методы, используемые механикой горных пород, позволяют рассматривать породу как материал и рассчитывать ее на прочность и несущую способность, а также определять величину перемещения на контуре цилиндрической выработки кругового поперечного сечения, т. е. на стенках скважин [85].
Коренные задачи нефтегазодобычи: новообразования и естественное состояние трещин в массиве, устойчивость породы против разрушения при эксплуатации скважин, возбуждение притоков и обработка пласта и др., получают более правильные решения, если с дисциплинами, на которых основывается технология нефтегазодобычи, тесно связана механика горных пород.
Чтобы полноценно воздействовать на горную породу и изменять ее состояние в нужном направлении, очевидно, необходимо обладать более глубокими теоретическими знаниями о сущности механических процессов, происходящих в разрезе горных пород, составляющих продуктивную толщу.
Для решения задач механики горных пород используются математические методы механики твердых деформируемых тел, т. е. методы теории упругости и вязкопластического течения, а также гидромеханика и термодинамика [86, 113].
Занимаясь изучением механических процессов, происходящих в породе при ведении горных работ, механика горных пород, как и всякая прикладная техническая дисциплина, основывается на сведениях о свойствах той среды, в которой протекают изучаемые процессы. Они получаются в результате выполнения систематических лабораторных исследований образцов, извлекаемых на поверхность. Не исключено, конечно, что в дальнейшем будут созданы и такие способы, которые позволят изучать напряженное состояние горных пород непосредственно в скважинах в процессе их бурения.
Указывая на важное значение механики горных пород для процессов добычи нефти и газа, следует подчеркнуть, что изучение явлений, происходящих в горных породах при вскрытии пласта и его обра- •ботке и в целом разработке нефтяных и газовых месторождений, нельзя ограничить лишь только одними средствами механики горных пород.
Нефтегазоносный пласт в отличие от других пород, слагающих геологический разрез нефтяных и газовых месторождений, представляет собой горную породу, насыщенную нефтью, газом и водой под высоким давлением. Как правило, он разобщается от непродуктивных пород разреза почти непроницаемой кровлей и подошвой. Любая горная порода, имеющая сообщающиеся между собой поры и трещины, может стать местом скопления нефти и газа. Между собой нефтегазоносные пласты отличаются геологическими условиями формирования, физическими и физико-химическими свойствами слагающих пород и насыщающих жидкостей и газов и коллекторскими свойствами. ■
Для нефтегазоносного пласта характерны фациальная изменчивость по площади, изменение мощности по разрезу, макронеоднородность, т. е. существенные изменения проницаемости пласта по зонам и от слоя к слою, и, наконец, микронеоднородность, т. е. неоднородность пор и трещин, образующих в пласте всеобщую связь, аккумуляцию и миграцию.
Важнейшими физическими свойствами, которыми характеризуются коллекторы нефти и газа, являются их пористость, проницаемость, структура порового пространства, нефтегазонасыщенность, содержание связанной воды, удельное электрическое сопротивление и ряд других. Эти свойства, так же, как и свойства жидкостей, насыщающих пласты, изучаются средствами и методами вполне сложившейся к настоящему времени дисциплины: физики нефтяного пласта. А важным направлением в ней является изучение влияния пластовых условий — горного (геостатического) и гидростатического (внутрипорового, пластового) давлений и температуры на пористость, проницаемость и другие свойства пласта. Только комплексными исследованиями механических и физических свойств горных пород и нефтегазоносного пласта можно объяснить различные стороны поведения естественных пористых сред, находящихся в напряженном состоянии.
ГОРНОЕ ДАВЛЕНИЕ
Залегающий на той или иной глубине нефтегазоносный пласт находится под действием статической нагрузки, создаваемой весом вышележащих пород, а также динамических усилий. Последние вызываются в массиве тектоническими подвижками, нарушением равновесия горными выработками, различными гидродинамическими, физико-химическими и термодинамическими факторами, возникающими или развивающимися в недрах земной коры в разный период их геологической истории.
Напряжение в кровле пласта .вызываемое суммарным действием веса вышележащих пород и динамическими факторами, называют гео- статическим давлением. '
В регионе, в котором тектонические движения находятся в стадии -относительного затухания, процессы уплотнения пород завершены, тепловые* процессы протекают стационарно, миграция жидкостей и газа прекратилась или же носит установившийся характер, действует так называемое горное давление.
Горное"давление определяется произведением мощности вышележащих отложений и их плотности. Прямое измерение этой величины
на больших глубинах невозможно. В среднем принимают, что плотность осадочных пород на глубинах до нескольких километров с учетом их насыщенности водой равна 2,3 г'с^\ тогда градиент горного давления в вертикальном направлении составляет 0,23 кГ^см^-м и горное давление, действующее по нормали на горизонтальную площадку,
<7н — 0,23/7,(1.1)
где Н — глубина в м.
Давление, действующее по нормали к вертикальной площадке на этой же глубине, в общем случае меньше вертикального давления.
Подвергнем одноосному нагружению образец породы" помещенный в сосуд с жесткими стенками, устраняющими возможность бокового расширения. Стремясь получить деформации в направлении, перпендикулярном действию силы нагружения, порода будет давить на неподвижные стенки, создавая так называемый боковой распор — горизонтальное давление. Реакция на вертикальной поверхности будет равна боковому распору. Таким образом, осевое сжатие образца в условиях устранения боковых деформаций вследствие введения жесткой опорной поверхности приводит к сжатию в условиях возникновения бокового реактивного напряжения.
Поскольку боковое напряжение вызвано условиями, исключающими поперечную деформацию, а последняя при чистом одноосном сжатии составляет долю продольной деформации, пропорциональной осевому напряжению, можно допустить, что боковое напряжение также пропорционально осевому напряжению, тогда
<5х=--^ = ^2.(1.2)
где ох, оу — компоненты бокового напряжения; oz=^H=0,23 Н— горное давление; £ — коэффициент бокового распора.
В механике грунтов [68] доказывается, что коэффициент бокового распора и коэффициент Пуассона v связаны соотношениями
Эти соотношения позволяют оценить пределы изменения величины £. При v = 0 £ = 0; при v=0,5 ^=1. Для различных пород значения £*, вычисленные по v [68], приведены в табл. 1.
Таблица 1
Породыv
Изверженные 0,19—0,34
Карбонатные 0,21—0,32
Песчаники, кварцито-песчаники, кварциты 0,10—0,14
Кварц 0,085
Кальцит . 0,28
Грунты с прочными связями. . .—
Малосвязанные грунты —
0,25—0,52 0,27-0,47
0,11-0,16 0,093 0,39 0,17 0,50
В породах, находящихся в состоянии пластического течения, коэффициент бокового распора, очевидно, равен единице, и для такого случая горное давление передается как гидростатическое.
Для глубоко залегающих нефтегазоносных пластов не лишено основания предположение многих исследователей о том, что в процессе
Значения £ для грунтов приведены для сравнения.
геологической эволюции в горных породах происходили необратимые изменения расположения зерен породы, в результате которых напряжения на горизонтальных и вертикальных площадках выравнивались £85, 105].
ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ .
Под пластовым давлением принято понимать давление жидкости или газа, насыщающих пласт (поры, полости и другое пространство, свободное от частиц породы).
Пластовое давление, действующее в залети к моменту вскрытия пласта, обусловлено историей формирования залежи и отражает -совокупность геологических, физических, термодинамических и химических процессов, происходящих в пласте и приведших к наличию или отсутствию гидродинамических связей с глубинными и поверхностными зонами земной коры, установлению определенной степени восприятия жидкостью величины горного давления, наличию или отсутствию перетоков из залежи в залежь и гидродинамической связи с ней области питания.
Областью питания пласта надо считать зоны наиболее высокого положения пьезометрического уровня жидкости, насыщающей пласт, т. е. любые зоны повышенных давлений, гидродинамически сообщающиеся с рассматриваемой системой.
При отсутствии движения давление в жидкости или газе подчиняется законам гидростатики и, следовательно, изменяется в вертикальном направлении пропорционально градиенту плотности Вследствие этого сведения о величине пластового давления должны включать данные о глубине, на которой произведен замер.
Давление, измеренное в первой разведочной скважине, вскрывшей залежь, называется начальным пластовым давлением. Начальное пластовое давление в скважине замеряют после замещения промывочной жидкости пластовой и установления полноценной связи пласта с ее эксплуатационным забоем, а также стабилизации давления Измеряют давление глубинным манометром на уровне середины вскрытого интервала пласта. Для обеспечения наибольшей точности определения начальной величины пластового давления обычно производят не менее трех замеров.
После пуска скважины в опытную эксплуатацию и вскрытия залежи последующими разведочными скважинами в пласте происходят снижение и перераспределение давления, вызываемые отбором жидкости и появлением новых точек стока.
Для сравнения давлений, измеренных в различных скважинах, необходимо принять во внимание влияние разности отметок точек замеров и величину градиента гидростатического давления. Для этого принято приводить давление к отметке начального положения водонефтяного, а в случае газовой залежи — газоводяного контакта. Приведенное давление составляет:
для скважины в контуре нефтеносности
Рприв = Ph + 0,1 (йВнк — ^) Рн, (L4) для законтурных скважин
Рприв ~ Ph + 0,1 (Й—Йвнк)Рв’ (1.5)
где Ри — давление, измеренное на отметке й, в м; й — абсолютная отметка глубины спуска манометра в м; йВнк — абсолютная отметка ВПК в м; рн и рв — соответственно плотность нефти и воды в пластовых условиях в г]см3.
Если при опытной эксплуатации скважин наблюдается быстрое падение давления, то это означает, что промышленные запасы нефти или газа ограничены. Медленное падение давления, особенно при значительном отборе из пласта продукции, является признаком, по которому можно судить о значительных запасах минерального сырья в открытой нефтяной или газовой залежи.
Анализ данных о падении давления в залежи в зависимости от отбора газа (нефти) в начальной стадии разработки особенно полезен в случае, если залежь разбита на отдельные изолированные тектонические блоки или представлена литологическими линзами.
Значительное число нефтяных и газовых залежей приурочено к пласту, образующему региональную гидродинамическую систему, имеющую область питания в поверхностном обнажении пласта. В таких залежах давление определяется статическим напором краевых вод. Очень часто пластовое давление на уровне нефтяного контакта равно или близко гидростатическому давлению столба воды высотой, равной разности отметок устья и водонефтяного контакта (при плотности воды, равной единице). Такое давление считают нормальным.
Для газовых залежей с большим этажом газонасыщения давление на своде может существенно превзойти нормальное, хотя на уровне газоводяного контакта давление равно гидростатическому. Причиной этого является малая плотность газа.
По мере увеличения глубин бурения особенно в практике геологопоисковых работ все чаще встречаются теперь «аномально» высокие пластовые давления, т. е. давления, значительно превосходящие нормальное. В дальнейшем пласты с «аномально» высокими давлениями для краткости будем именовать АВПД [2].
При вскрытии геологического разреза присутствующие в последнем 1лины, каменная соль или другие породы, находящиеся в состоянии пластического течения, под влиянием возникающих кольцевых напряжений испытывают пластическую деформацию и, теряя способность сопротивляться внешнему воздействию, утрачивают механическую устойчивость против разрушения. Вследствие же потери ими несущей способности давление от веса вышележащих пород передается на пластовую жидкость.
Возникновение АВПД, степень сохранения «аномального» давления к моменту вскрытия пласта и градиент АВПД зависят в первую очередь от глубины залегания пласта, плотности вышележащих пород, температурного градиента, скорости и режима осадконакопления, размеров и рельефа дна седиментационного бассейна, характера тектонических процессов на протяжении всей истории геологического развития района исследования, литолого-стратиграфической и упруго-пластической характеристики пород осадочного чехла и в особенности толщ, образующих кровлю пласта.
Из практики бурения на промыслах бухты им. Ильича можно привести многочисленные факты движения большцх масс обваливающейся породы, связанного с существованием АВПД. Известны случаи, когда бурильная колонна длинойдо 2000 м породной пробкой буквально выпиралась из скважины. То же неоднократно наблюдалось на Кабристанской и Алятской разведочных'площадях.
Ранее указывалось [63], что наличие глин в вещественном составе разреза и породообразующем материале оказывает существенное влияние на возникновение АВПД.
Рассмотрим некоторые примеры пластического течения каменной соли, также связанные с наличием АВПД [76].
В скв. 4 площади Айзават (на западе Узбекистана) на глубине 2900 м колонна, составленная из обсадных труб диаметром 219 мм из стали марки Ем, толщиной стенок 12,5 мм и зацементированная до- 14
устья, была целиком смята. Примерно при подобных же обстоятельствах были смяты эксплуатационные колонны диаметром 219 мм в скв. 2 (Северные Камаши), скв. 2 (Западный Майманак) и др. „
Обсадные трубы во всех приведенных случаях были рассчитаны на полное опорожнение скважины, а каждая труба в отдельности перед ее спуском опрессовывалась на давление 250 кГ/см2. И несмотря на это, смятие колонны происходило не только при снижении уровня, но и когда в скважине работы по возбуждению притоков вовсе не производились (например, сквТ2Северные Камаши). Наблюдения показали, что АВПД в газовых залежах этого района обычно встречается на площадях, где имеются мощные образования каменной соли гаур- дакской свиты верхнеюрского возраста, например Айзават, Култак, Памук, Заварды и другие, расположенные в зоне Бешкентского прогиба в подсолевых карбонатных отложениях, в которых пластовое давление значительно превосходит гидростатическое.
По прямым, а в некоторых случаях и косвенным измерениям были получены сведения о давлениях в пласте, которые для определения градиентов пластовых давлений пересчитывались на абсолютную отметку кровли. Далее по этим данным определялся безразмерный коэффициент К, представляющий собой отношение пластового давления к горному (табл. 2).
Таблица 2
3 S
Д
Я О
2
Площадь
« § fee
5g
1^.
и к и
с *
У к s S
^t
h саг e£5
55 ч
O К &
S M * 5$o
o> ▻> » g g w §
£82*
a «
3 8
Щ id
1
Айзават
3020
520
0,172
2,3
695
0,75
3
Култак
2930
571
0,195
2,3
670
0,85
2
Памук
2747
500
0,182
2,3
633
0,79
12
Адам-Таш
1344
234
0,174
2,3
310
0,75
Данные, приведенные в табл. 2, показывают, что в результате потери пластической породой (каменной солью) своей несущей способности произошло перераспределение горного и пластового давления; от 75 до 85% веса вышележащих пород оказалось унаследованным пластовой жидкостью. И именно вследствие этого, по-видимому, и возникло АВПД.
К северу Бешкентский прогиб граничит с зоной Мубарекско-Кар- шинского поднятия. Широко проведенными сейсмическими работами, а также структурным бурением было установлено, что в геологическом разрезе этого поднятия соленосные отложения отсутствуют. На основании этого прогнозировались величины пластовых давлений; предполагалось, что вследствие отсутствия в разрезе каменной соли пластовые давления в бурящихся здесь скважинах будут соответствовать гидростатическому. И действительно, поисково-разведочными работами на ряде открытых месторождениях Мубарекско-Каршинского поднятия (Северный Мубарек, Южный Мубарек, Шур-Тепе, Кара-Баир, Кара- Край и др.) АВПД зарегистрировано не было.
В условиях АВПД давление иногда почти полностью уравновешивается жидкостью, вследствие чего каркас пласта испытывает лишь небольшие напряжения и уплотняется поэтому незначительно. Этим, по-видимому, и следует объяснить, что сверхглубокие горизонты с АВПД нередко обладают почти такой же полезной емкостью, какая присуща неглубоким горизонтам.
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ГОРНОГО ДАВЛЕНИЯ
МЕЖДУ КАРКАСОМ ПЛАСТА И ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТЬЮ
Рассмотрим вначале начальную стадию формирования осадочных •отложений, когда минеральные частицы, укладывающиеся под действием силы тяжести, еще не сцементированы и пространство между ними заполнено водой Частицы опираются друг на друга и передают нижележащим частицам через точки Взаимного контакта вес вышележащих пород
В механике грунтов такую среду называют грунтовой массой [191, а Сам процесс укладки частиц в водной среде — гравитационной консолидацией [68]
Рис 1 Модель грунтовой массы при уплотненииРис 1 Модель грунтовой массы при уплотненииРассмотрение этого процесса позволяет установить связь между напряжением в каркасе неконсолидированной среды и давлением жидкости Выводы, полученные при этом, могут быть распространены на случай нефтегазоносного пласта, сложенного слабо сцементированным песчаником
Рис 1 Модель грунтовой массы при уплотнении
Рис 1 Модель грунтовой массы при уплотнении
Прежде всего следует изучить поведение сухой неконсолидированной породы в процессе ее уплотнения
Поместим некоторое количество такого грунта в толстостенный стальной сосуд (рис 1) и подвергнем его действию давления, передаваемого через поршень С увеличением давления объем среды будет уменьшаться вследствие переуклааки частиц, стремящихся расположиться наиболее компактным образом Кривая уплотнения, представляющая со-
^ой зависимость объемной деформации среды от давления, обычно имеет логарифмический характер
Рассмотрим теперь случай, когда поровое пространство среды насыщено водой. Если нагрузка передается среде через хорошо притертый к стенкам сосуда поршень, то объем воды в поровом пространстве остается практически неизменным, и, поскольку сжимаемость частиц также мала, пористая среда, насыщенная водой — грунтовая масса, может рассматриваться как несжимаемая
Внешнее давление, передаваемое поршнем, распределяется между каркасом грунтовой массы и водой Если в каркасе нагрузка передается от частицы к частице через их контакты, то в воде развивается гидростатическое давление, действующее также и на свободную поверхность частиц. Обозначив р — внешнее давление, о — напряжение в каркасе грунта, рж— гидростатическое давление, получим
Р=^ + Рж-(L6
Измерив р и рж, можно определить напряжение в грунте, имеющее макроскопическую величину. Усилие, действующее на грунт, проще отнести ко всему сечению испытуемого образца, чем к площади контактов.
Полученное выражение для нефтяного пласта, сложенного рыхлыми песчаниками, примет вид
c = q«—pro.(L7>
где ^н — горное давление, создаваемое весом вышележащих пород; Роо — пластовое давление
Поскольку площадь контактов значительно меньше площади мае сива, можно прийти к заключению, что напряжение, развивающееся в
местах контактов частиц зерен, во много раз превосходит величину о. Эта концентрация напряжений и служит в конечном счете причиной разрушения зерен.
Изменим теперь условия опыта, дав воде возможность вытекать из цилиндра через небольшое отверстие. Уменьшение содержания воды
Рис. 2. Модель грунтовой <массы при фильтрационной консолидации.Рис. 2. Модель грунтовой <массы при фильтрационной консолидации.в порах позволит породе начать уплотняться под действием внешнего давления. При этом объемное содержание воды в породе в любой момент будет равно новому объему пор. В конце процесса, когда гидростатическое давление в поровом пространстве снизится до атмосферного, все внешнее давление окажется переданным каркасу грунта. Пористость и равная ей водонасыщенность примут новые конечные значения. Процесс уплотнения породы, вызванный выпуском воды, сопровождается увеличением напряжения породы. Скорость, с которой уплотняется грунт, зависит, очевидно, от сопротивления, возникающего при стоке воды из отверстия; в природных усло-
Рис. 2. Модель грунтовой <массы при фильтрационной консолидации.
Рис. 2. Модель грунтовой <массы при фильтрационной консолидации.
виях процесс уплотнения породы контролируется скоростью фильтрации пластовой жидкости в пористой среде.
При устранении внешнего давления р произойдет обратное явление: сжатый до давления р каркас породы будет в первый момент продолжать оказывать на поршень давление и его поднимать. Вода сна
ружи начнет поступать в породу, отчего насыщенность ее возрастет (имеется в виду, что деформация породы упругая).
Впервые подобные опыты поставил К. Терцаги [99], который пришел к выводу, что давление и влажность грунтов связаны между собой такой же определенной зависимостью, как усилия и деформация в твердых телах; единственное различие заключается в том, что сжатие грунта происходит постепенно, тогда как усилие, приложенное к твердому телу, почти немедленно вызывает соответствующую деформацию. При этом имеется в виду, что соответствие между давлением и влажностью сохраняется не только в конце процесса сжатия, но и в каждый момент в течение всего динамического процесса.
Каждому давлению в грунтовом скелете, относящемся к системе р, соответствует определенная величина влажности грунтовой массы. Это соответствие выполняется как в статическом состоянии, так и в любой момент динамического состояния [19].
Для пояснения рассмотренных процессов воспользуемся моделью (рис. 2), описанной Н. В. Орнатским [68]. Модель представляет собой сосуд с поршнем; сосуд заполнен водой и в нем помещена пружина, имитирующая грунт. В начальный момент пружина не напряжена и испытывает только давление воды на свою поверхность.
Если стенки сосуда и поршень герметичны, то нагрузка на поршень не вызывает деформации пружины и уравновешивается гидростатическим давлением (вода считается несжимаемой).
1717Предположим, что полость сосуда через отверстие а значительного размера сообщается с внешним резервуаром с водой, имеющей свободный уровень. Тогда при опускании поршня вода будет свободно
17
17
перетекать во внешний резервуар, гидростатическое давление в сосуде будет постоянно и определено высотой уровня во внешнем резервуаре, а внешнее давление за вычетом гидростатического давления будет передаваться пружине. Снижение уровня во внешнем резервуаре до нуля вызывает передачу внешнего давления полностью на пружину.
Представим теперь, что отверстие а в стенке сосуда очень мало. Вода при нагружении поршня будет перетекать с малой скоростью и при замедленной деформации пружины. Одновременно с увеличением деформации пружины давление под поршнем будет уменьшаться. Отверстие а, очевидно, воспроизводит фильтрационную характеристику пласта, выходящего на дневную поверхность. В каждый момент деформация пружины определяется объемом вытесненной воды, а развиваемое пружиной давление уравновешивает часть давления, действующее на поршень. По-прежнему давление, действующее на поршень, равно сумме давлений пружины и жидкости. Как и в предыдущем случае, данному значению внешнего давления отвечает определенное содержание воды в сосуде, моделирующее величину нефтегазонасыщенности пласта и равное его поровому объему. Описанная модель воспроизводит процесс фильтрационной консолидации.
Рассмотрим теперь случай консолидированной породы [30]. Выделим элемент породы с поперечным сечением 1 см2. Площадь, занятая в этом сечении жидкостью, составит т, а площадь, занятая твердой фазой (1—щ). Пусть 6 есть доля поверхности контактов зерен, через которую передается давление вышележащих пород, тогда площадь контактов будет б (1—т), а площадь, воспринимающая давление жидкости, [1—6(1 — т)]. Соответственно часть горного давления, передаваемая каркасу породы, т. е. не уравновешенная давлением жидкости, будет
= <?я — [1 — 6(1 — т)]р.(1.8)
Для консолидированных пород 6<С1 и 6(1—т)^0, тогда по-прежнему
о, = q — Р-(L9)
Необходимо иметь в виду, что ст рассматривается как макроскопическая величина, а не как напряжение, развиваемое на площади контактов.
Величину давления, действующего на образец, можно измерить:
изменяя внешнее давление при различных постоянных значениях внутреннего давления, т. е. получая семейство изолиний
^ =[/i(Pbh)1P»;(1-Ю)
изменяявнутрипоровоедавлениепри различныхпостоянных
значениях внешнего давления, т.е. получая изолинии
х =(Ы1)
где х— измеряемая величина, например проницаемость.
Полученные семейства изолиний следует согласовать, что требует подбора в качестве аргумента некоторой функции (рвн и р^. Простейшее предположение, что величина х зависит только от разности рвч— —Рж, не приводит к совпадению данных, полученных при различных комбинациях давлений, удовлетворяющих условию
Рвн — Ра = const*.(1.12)
Брандт [121] предложил считать эффективным давлением величину Рви—0,85роо, тогда
о = рнн — 0,85/^ .(1-13)
4Ьтт [128] нашел, что коэффициент при р» для песчаников может изменяться от 0,75 до 1. Отсюда
а = Рви — «0,85^^ ; 0,75<я<1.(1.14)
Н. Щелкачев, рассматривая вопросы разработки нефтяных залежей в упругом режиме [114], считает, что давление жидкости, насыщающей пласт, противодействует давлению, передающемуся на него со стороны кровли, и что каркас пласта подвергается со стороны кровли сжимающему давлению, приближенно равному разности горного и пластового давлений. Таким образом, В. Н. Щелкачев для пласта, сложенного консолидированной породой, принимает закономерность, установленную для неконсолидированной среды уравнением (I. 7), хотя более точным, очевидно, является уравнение (I. 14).
КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВАГОРНЫХ ПОРОД
Горные породы, содержащие промышленные скопления жидкого и газообразного полезного ископаемого, как правило, имеют осадочное происхождение и часто представлены чистыми кварцевыми песками, песчаниками, всевозможными разностями песчаных пород, включающих примеси глин, карбонатов, кремнезема, полевого шпата, слюды от тонкозернистых до очень грубозернистых, хорошо отсортированных и разнозернистых. Текстура и минеральный состав песчаных пород ме-> няются как по разрезу, так и по напластованию. Очень распространенными продуктивными породами, в которых содержится более половины всех мировых запасов нефти и газа, являются известняки и доломиты. Их текстура меняется от грубозернистой до микрозернистой.
Цементирующее вещество горных пород представлено преимущественно глинами и карбонатами. Одни цементирующие минералы по происхождению первичны, т. е. отложились вместе с основной породой, другие — вторичного происхождения, и выпадали из водных растворов, поступающих в пласт уже после его образования. Нередко встречаются породы, сцементированные перекристаллизованным кальцитом.
После образования в породе системы первичных и вторичных пор, каверн, полостей обычно они последующими процессами видоизменяются. Цементация или уплотнение уменьшают пористость и проницаемость породы. Эти два процесса могут происходить во время отложения породы или значительно позже, раздельно или одновременно. Первичная цементация происходит совместно с отложением кластического материала. Впоследствии первичный цементирующий материал перекристаллизовывается; иногда даже трудно бывает отличить перекристаллизовавшийся цементирующий материал от привнесенного после уплотнения осадочной породы.
Процессы цементации и растворения в отношении физических свойств породы действуют в противоположном направлении. Там, где растворение интенсивнее, чем отложение цемента, поры увеличиваются и, наоборот, где цемент откладывается интенсивнее, их объем уменьшается. Эти процессы существенно изменяют структуру порового пространства и проницаемость породы.
Способность пласта аккумулировать и отдавать жидкие и газообразные полезные ископаемые, т. е. его резервуарная емкость и нефте-
газопроводность, определяется его коллекторскими свойствами, пористостью, содержанием связанной воды и проницаемостью или проводимостью.
Пористость породы есть отношение суммарного объема свободной емкости Рп к объему породы Vo
т=^-(Ll5>
Для промышленной оценки величины пористости необходимо знать открытую пористость, понимая под последней объем всех между собой соединенных пор в долях от объема породы. Полная пористость, учитывающая также объем закрытых, изолированных пор, может заметно превосходить открытую пористость в случае, например, песчаников, содержащих значительное количество цементирующих материалов. В дальнейшем изложении имеется в виду только открытая пористость.
В песчано-глинистых породах пористость носит межгранулярный характер; свободное от породы пространство между зернами состоит из бесчисленного множества пор различных размеров от нескольких сот до десятых долей микрона. Поры имеют различных конфигурацию и образуют сложную разветвленную сеть путей, по которым нефть и газ фильтруются к эксплуатационному забою скважины.
Пористость высокопродуктивных песчаников достигает 25%. Пористость песчаников в залежах, имеющих промышленное значение, обычно не ниже 17—18%. Менее пористые песчаники, как правило, малопродуктивны. Уменьшение пористости песчаников обычно связывается с увеличением содержания в них глинистых материалов.
Карбонатные породы — известняки и доломиты характеризуются наличием свободной емкости, образованной химическими процессами растворения и осаждения.
Пористость пород-коллекторов в некоторой степени зависит от внешнего (рвн) и пластового (роо)' давлений. Изменения объема пор под действием давления описываются величиной сжимаемости
о 1/ ^Тр \/Т 1
Рп = Рвн(1-10)
Vn дРоо ) Гвн’
где (—частная производная от объема пор по пластовому \ ^Роо/Рвн
давлению при постоянном внешнем давлении; ——частная \дрвну Рю
производная по внешнему давлению при постоянном пластовом давлении; величины сжимаемости рп и 0/ одного порядка.
Сжимаемость песчаников с увеличением давления уменьшается. Так, сжимаемость песчаников, не содержащих заметных количеств цемента, уменьшается от (10—1) • 10-4 кПсм? при атмосферном давлении до (2—0,2) ■ 10-4 кГ1см2 при давлении порядка 500 кПсм1 [129]. С увеличением в песчанике содержания цемента сжимаемость растет.
Знание величины сжимаемости горных пород важно для изучения процессов их уплотнения, подсчета коэффициентов упругоемкости и пьезопроводности пласта. В свою очередь перечисленные параметры горных пород используются при решении ряда важнейших гидродинамических задач, подсчете запасов нефти и газа по данным о падении пластового давления и для многих других целей. Ряд данных о ежи-
маемости пород приведен в работах Холла (135], Д. А. Антонова [3], В. М. Добрынина [27], Л. М. Марморштейна [48] и др.
Емкостные свойства горных пород характеризуются не только пористостью, но и содержанием связанной воды (а), уменьшающим свободную емкость пласта до величины т(1—а), отнесенной к единице объема пласта. Эту величину нередко называют эффективной пористостью.
Содержание связанной воды в высокопродуктивных кварцевых песчаных коллекторах составляет 4—10%; в коллекторах с невысокими значениями пористости и проницаемости эта величина может достигнуть нескольких десятков процентов. Наиболее правильно определять содержание связанной воды в керне, отобранном при бурении, с применением растворов на неводной основе.
Проницаемость горных пород характеризует их способность к фильтрации через них газа и жидкости с большей или меньшей' скоростью. Принято определять проницаемость, исходя из закона Дарси,
Q = .(1.18)
где Q — расход в см3!сек; ^ — проницаемость в мд; F — поперечное сечение породы в см2; kp — перепад давления в кГ/см2; р. — вязкость спз; I— длина в см.
Приведенные формулы относятся к случаю линейной фильтрации.
Проницаемость породы контролируется размерами пор, а не пористостью, поэтому между пористостью и проницаемостью определенной связи нет. Наблюдается лишь общая тенденция к увеличению проницаемости с ростом пористости. Для песчано-глинистых пород в среднем увеличение пористости на 3% вызывает рост проницаемости в 10 раз. По данным, приведенным в работе [70], в образцах пород с проницаемостью 100 мк пористость всегда выше 15,5%, при проницаемости 1000 мд — не менее 21%, при проницаемости 4000 мд — повы- шается до 25% и более.
Деформация в пористых средах, возникающая под действием внешнего и внутрипорового давления и вызывающая изменение в поперечных размерах пор, приводит к изменениям не только пористости, но и проницаемости. Фэтт [129] измерял проницаемость хорошо сцементированных песчаников, помещая образцы в оболочку из металлической фольги или органического стекла и изменяя внешнее давление до 1000 кПсм2. Снижение проницаемости составляло 30—56%.
Кривые имеют вид экспонент; наибольшее изменение давления наблюдается в начальной части кривых. Подобные результаты получали и другие исследователи.
М. М. Кусаков и Н. С. Гудок [42], изучая фильтрацию неполярного керосина через породы с пористостью от 3 до 25% и проницаемостью от 0,2 до 1000 мд при внешнем давлении до 600 кГ/см2, обратили внимание на различное поведение образцов при обращении направления внешнего давления.
На рис. 3 приведена кривая зависимости проницаемости от внешнего давления, типичная для чисто упругих деформаций. На графике цифрами у экспериментальных точек показана последовательность опытов. Как видно из кривой, проницаемость уменьшается с увеличением внешнего давления и вновь возрастает до прежних значений при уменьшении давления.
На рис. 4 приведены графики, характеризующие необратимое изменение проницаемости. Гистерезис проницаемости указывает на проявление остаточных деформаций. Характер изменений проницаемости такой породы при повторном цикле зависит от предыдущего цикла,
т. е. от того,^разгружался ли образец в первом цикле полностью или же повторный цикл начинался при том внешнем давлении, при котором первый цикл заканчивался.
Исследование влияния давления на пористость и проницаемость различных пород (песчаники, алевролиты, известняки, доломиты) показывает, что характер изменений этих свойств во многом зависит от минералогического состава породы, ее структуры и состава цементирующего вещества.
Рис. 3. Зависимость проницаемости образца от внешнего давления (Башкирия Мелкозернистый алевролит с примесью песчаных зерен, ^^127 мд; т=12%).Рис. 3. Зависимость проницаемости образца от внешнего давления (Башкирия Мелкозернистый алевролит с примесью песчаных зерен, ^^127 мд; т=12%).Рис 4. Зависимость проницаемости образца от внешнего давления (р Баксан, обнажение. Перекристаллизованный известняк; к == 41 мд; т=12,3%),Рис 4. Зависимость проницаемости образца от внешнего давления (р Баксан, обнажение. Перекристаллизованный известняк; к == 41 мд; т=12,3%),
Рис. 3. Зависимость проницаемости образца от внешнего давления (Башкирия Мелкозернистый алевролит с примесью песчаных зерен, ^^127 мд; т=12%).
Рис. 3. Зависимость проницаемости образца от внешнего давления (Башкирия Мелкозернистый алевролит с примесью песчаных зерен, ^^127 мд; т=12%).
Рис 4. Зависимость проницаемости образца от внешнего давления (р Баксан, обнажение. Перекристаллизованный известняк; к =
= 41 мд; т=12,3%),
Рис 4. Зависимость проницаемости образца от внешнего давления (р Баксан, обнажение. Перекристаллизованный известняк; к =
= 41 мд; т=12,3%),
Под влиянием внешнего давления в породе происходят следующие внутренние структурные изменения: а) деформация зерен и отдельных частиц; б) деформация и уплотнение цементирующих материалов; в) изменения во взаимном расположении зерен; г) сглаживание неровностей и скалывание выступов отдельных зерен и частиц Эти изменения, зависящие от состава и строения пород, отражаются на структуре порового пространства и вызывают изменения проницаемости— обратимые, например для песчаников, сцементированных вторичным кварцем, и доломитов — и необратимые для полимиктовых песчаников со значительным содержанием глинистого цемента
Влияние внешнего давления на проницаемость трещин трещиноватых пород изучалось В. М. Бортницкой [8]. По ее данным, при увеличении внешнего давления от 30 до 300 кГ]см2 проницаемость одного образца уменьшилась от 49 до 0,5 мд, а другого — от 12 до 0,2 мд. Ши рина трещин уменьшилась соответственно от 30 до 7 мк и от 30 до 5 мк. С увеличением давления жидкости при постоянном внешнем давлении проницаемость увеличилась. Межзерновая проницаемость этих образцов не превышала 0,1 мд.
Изложенное показывает, что в результате изучения влияния давления на коллекторские свойства пород получены ценные сведения о деформации горных пород.
МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВАГОРНЫХ ПОРОД
Способность горных пород противостоять усилиям, а под действием нагрузки подвергаться деформациям относится к их механическим свойствам. Испытанием образцов породы определяются пределы прочности при различных нагрузках, их упругие свойства, а также
показатели, характеризующие поведение породы в области пластических деформаций.
При нагружении породы возникающие деформации пройорцио- нальны напряжению в тех или иных пределах нагрузки. Так, при одноосном сжатии образца продольная деформация пропорциональна напряжению сжатия (закон Гука)
(1.19)(1.19)Ы 1 G
(1.19)
(1.19)
I “ Е F ’
где А/ — продольная деформация в см; I— длина образца веж; Е— модуль Юнга в кГ!см2; G— усилие в кГ; F— площадь сечения образца в см2
Введя величину относительной деформации е=—и нормального
G
напряжения о= — получаем
ааЕ *Е *(1-20)(1-20)
а
а
Е *
Е *
(1-20)
(1-20)
Свойство тел восстанавливать свои первоначальные размеры называется упругостью. Соответственно деформации, исчезающие при
Рис 5 Диаграмма напряжение — деформация при одноосном нагружении.Рис 5 Диаграмма напряжение — деформация при одноосном нагружении.снятии нагрузки, называются упругими. Наибольшее напряжение, при котором справедлив линейный закон Гука, называют пределом пропорциональности, а предел, при котором деформации перестают быть упругими, — пределом упругости
Рис 5 Диаграмма напряжение — деформация при одноосном нагружении.
Рис 5 Диаграмма напряжение — деформация при одноосном нагружении.
Если образец горной породы подвергать сжатию в условиях бокового обжима, то с повышением бокового давления предел пропорциональности будет возрастать.
Превышение напряжения относительно предела упругости приводит к искривлению зависимости деформации от напряжения. На рис. 5 показана типичная диаграмма e = f(a), обнаруживающая линейный участок, точку перегиба
и участок, на котором деформация растет значительно быстрее напряжения. Снятие нагрузки в какой-либо точке, лежащей за пределом пропорциональности, не вызывает полного исчезновения накопленной полной деформации — тело приобретает остаточную деформацию, составляющую иногда значительную часть полной деформации. С подобным случаем мы встречаемся, например, при компрессии неконсолидированных глинистых пород.
Первое нагружение образца горной породы обычно дает большие деформации, чем последующие, вследствие необратимого уменьшения объема части пор. После нескольких циклов нагружения и разгружения остаточные деформации уже не возникают и кривые зависимости e=f(o) при нагружении и разгружении совпадают — гистерезис деформаций отсутствует.
Если образец разрушается при незначительном повышении напряжения относительно предела упругости, то порода считается хрупкой. Многие породы, однако, обнаруживают так называемые пластические деформации: при постоянной нагрузке, превышающей предел упругости, тело медленно деформируется — течет. Напряжение, отвечающее началу текучести, называется пределом текучести, а деформации, возникающие за пределами текучести, — пластическими. Если выполнять нагружение образца ступенями и длительно выдерживать нагрузку на
каждой ступени, то во многих породах будут наблюдаться деформации при напряжениях, меньших величины, отвечающей пределу упругости, установленному при непрерывном быстром повышении нагрузки.
Пластические деформации в условиях всестороннего обжима и повышенной температуры и очень малых скоростей изменения нагрузки могут достигать значительной величины не только в глинах, но и в известняках, ангидритах, доломитах. Наименьшую склонность к пластическим деформациям обнаруживают граниты, базальты, габбро, но и их при условиях, существующих на больших глубинах, нельзя относить к породам, не способным к пластической деформации.
Пластически деформирующаяся горная порода под нагрузкой может прийти в состояние вязко пластического течения. Тогда она представляет собой нечто среднее между жидкостью и вполне твердым телом. т. е. является квазитвердым телом. Так, глина, под действием давления ведет себя как вязкая жидкость. На Алятской гряде (Азерб. ССР) хорошо наблюдается выжимание твердой сопочной брекчии из кратера вулкана, как пасты из тубуса.
Перейдя в пластическое состояние, горная порода утрачивает свою способность сопротивляться разрушению и теряет несущую способность.
Дальнейшее увеличение нагрузки может восприниматься лишь удаленной областью массива, где породы к этому состоянию не пришли и сохранили устойчивость против разрушения.
Возникновение упругих и остаточных (необратимых) деформаций в породе объясняется следующим. Зерна породы при сдавливании испытывают упругие деформации, особенно значительные у глинистых частиц, представляющих собой чешуеобразные пластинки. При уменьшении давления1 частицы восстанавливают свою форму и возвращаются в первоначальное положение. В рыхлой породе зерна, опираясь на соседние частицы своими краями, находятся в неустойчивом состоянии. С ростом давления они смещаются из своего первоначального положения, поворачиваются и укладываются теснее; некоторые из них под влиянием давления могут переломиться или еще плотнее запрессоваться в цементирующий материал. Таким образом, увеличение давления может вызвать изменение структуры породы. При снятии нагрузки прежняя структура уже не восстановится, вследствие чего в породе сохранятся появившиеся в ней остаточные деформации.
Возвращаясь к вопросу о поведении горной породы в пределах упругих деформаций, необходимо заметить, что при сжатии образца возникает увеличение площади сечения, перпендикулярного направлению сжимающего напряжения. Изменение линейных размеров площади поперечного сечения описывается уравнением
е3 = —velf (1.21)
где 62 — линейная поперечная деформация (относительная); v — коэффициент Пуассона; ei — продольная деформация.
Знак минус в формуле означает, что с увеличением продольной деформации площадь поперечного сечения уменьшается.
Значения модуля Юнга и коэффициент Пуассона обычно определяют в одном и том же опыте на основании измерений напряжения и деформации: продольной и поперечной.
Рассмотрим теперь случай действия на тело силы, направленной по касательной поверхности. Такая сила стремится вызвать сдвиг. Развиваемое ею напряжение называется касательным или тангенциальным.
В результате действия касательного напряжения возникает угло-
вая деформация, пропорциональная величине тангенциального напряжения
(1.22)
А свяА свягде т —модуль сдвига (первый коэффициент Ляме).
А свя
А свя
(L23)в рядек мас-(L23)в рядек мас-В теории упругости доказывается, что постоянные Е, v и заны соотношением
(L23)
в рядек мас-
(L23)
в рядек мас-
2(1 -Н) ‘
Данные об упругих постоянных горных пород приведены справочников и монографий, и они большей частью относятся сивным породам и грунтам. Работ, посвященных определению упругих
постоянных пород-коллекторов, необходимых для изучения вопросов вскрытия и обработки пласта, мало и привести какие-либо систематизированные материалы по этому вопросу, по-видимому, невозможно. Ограничена также и литература, посвященная изучению пластического поведения горных пород. Здесь необходимо отметить исследования Л. А. Шрейнера и его сотрудников [113].
Исследование пластичных деформаций горных пород приводит в конечном счете к необходимости анализа явлений методами реологии, разработанными для описания тел, совмещающих в себе свойства жидкостей и твердых тел. В связи с этим вводится понятие о релаксации и периоде релаксации.
Релаксацией называется постепенное исчезновение напряженного состояния тела, вызванного внешними силами. Типичным примером проявления релаксации является так называемое тело Максвелла — модель, состоящая из последовательно соединенных пружины и катаракта-цилиндра, заполненного вязкой жидкостью с поршнем, имеющим узкое отверстие. Приложим внезапно к пружине некоторую силу Р. Пружина передаст эту силу поршню, последний же вначале не будет двигаться вследствие сопротивления перетоку жидкости через узкое отверстие. Поскольку опирающийся на поршень конец пружины двигаться еще не начал, пружина деформируется на величину, пропорциональную усилию. Таким образом, в начальный момент тело Максвэлла ведет себя как твердое. Затем жидкость начинает перетекать через отверстие. соответственно поршень начинает перемещаться, что вызывает уменьшение деформации пружины и действующей силы. Это явление описывается уравнением
(L24)(L24)е _ 1, t
(L24)
(L24)
Р “ Е '
где Р— внешняя сила; / — время; ц — вязкость.
Преобразовав уравнение, получим
+(1.25)
где Т = имеет размерность времени и называется периодом релаксации.
Если период релаксации мал, то величина ^-> 1 и даже при малой длительности действия силы возникают необратимые деформации (вязкость мала). Если период релаксации велик, то величина ^->1 и и деформация будет упругой (вязкость велика). Однако, если время /
велико, сила действует продолжительное время и тело медленно деформируется. Это свойство тела называется ползучестью.
Некоторые авторы считают, что тело Максвелла хорошо воспроизводит поведение глинистой породы. Экспериментальные данные о величине периода релаксации для горных пород, к сожалению, недостаточно основательны.
Соответственно рассмотренным видам деформации вводятся величины предела прочности при одноосном сжатии, трехосном сжатии, растяжении, сдвиге (деформации на другие виды нагружения, например, на изгиб и соответствующие пределы прочности, здесь не рассматриваются) .
Предел прочности при сжатии, разрыве, сдвиге определяется как отношение нагрузки (силы), разрушающей образец, к площади сечения, воспринимающего эту нагрузку, и измеряется в тех же единицах, что и напряжение ^кГ}см2).
По обширным данным, приведенным в {100], предел прочности массивных кварцевых песчаников поверхностного залегания с пористостью от 0 до 13% меняется в широких пределах от 1100 до 4550 кГ)см2. Для однотипных песчаников предел прочности понижается с увеличением пористости и содержания цемента.
При всестороннем сжатии предел прочности песчаников увеличивается иногда в несколько раз. Систематических данных о прочности продуктивных песчаников нет. В работе [116] указывается, что кварцевые песчаники девонских отложений Волго-Уральской нефтегазоносной области с пористостью от 18 до 24% выдерживают при всестороннем обжиме давление до 700 кГ)см2. Высокая прочность этих песчаников обусловлена цементацией путем срастания.
Прочность горной породы и возникающие деформации определяются действием внешних и внутренних сил: а) межатомными силами (действующими внутри кристаллической решетки отдельных кристаллов); б) межкристаллическими силами (обусловливающими сцепление отдельных однородных по составу мономинералов между собой); в) силами молекулярного и электрического притяжения (между отдельными, иногда различными по своему минералогическому составу частицами породы); г) силами цементации, обусловливающими связность различных по составу и величине частиц породы.
В галогенных породах действуют кристаллические и межкристаллические силы.
В песчаниках кристаллические и межкристаллические (в пределах отдельных зерен, а иногда и в массе цемента) силы и силы цементации обусловливают связь между зернами. Деформация в кристаллических телах вызывает внутреннее упрочение тела. Но если вследствие быстро нарастающего давления скорость, с которой происходит деформация, превышает скорость релаксации, то деформация вызывает разрушение кристалла.
Породы с молекулярными и электрическими силами сцепления способны деформироваться пластически, но деформация эта протекает уже по другим физическим законам, отличным от деформации кристаллических тел. В частности, такая деформация не сопровождается внутренним упрочением тела.
Таким образом, фактором, определяющим прочность породы и их устойчивость к деформации, являются силы сцепления между частицами. Для характеристики сил сцепления целесообразно определять величину предела прочности на разрыв, т. е. усилие, отнесенное к единице площади, необходимое и достаточное, чтобы нарушить межчастичные связи породы (оторвать частицы породы одну от другой). Для выполнения определения в условиях, близких к действительным, испытуемый образец должен быть насыщен пластовой жидкостью.
Образцы породы кирмакинской свиты
Насыщение образца породы
CQ
а хо о
i х
S с я о s к skS -
№
S и о й
с. о .
я с 2 =я §|=!
Я Eg 5
8s 1 5 щ 0.3 ”^ Sav °-C« С я и к к
«
Образец естественной влажности . .
31
1,464
30
0,480
3,05
Морской водой
33
0,806
21
0,282
2,85
Шаларской водой
29
0,652
—
—
Щелочной водой
27
0,404
20
0,230
1,75
Нефтью
28
0,340
17
0,221
1,54
После обработки кислотой
34
0,617
28
0,300
2,05
Продолжение табл. 3
Образцы породы подкирмакинской свиты
Насыщение образца породы
|
S
Я ч о X
св . S
С й 5 ^я^Щ О о. Е X
с ” Ж S
«"is я
§ 8
о
g 5
5* S П О к
О ”з ч Г-Ц с з 5 я
s| 6
Состояние насыщения
Образец естественной влажности
Морской водой
Шаларской водой
Шеловой водой
Нефтью
После обработки кислотой . . .
12
30
14
26
8
1,900
1,493
1,064
0,900
1,094
12
30
15
24
10
1,560
1,249
0,931 0,688
0,670
1,2
1,19
1,15
1,32
1,63
Воздух но-сухое состояние 100%-ное насыщение То же
» » Карбонатность до обработки 5—10%
П римечание. Карбонатность после обработки соляной кислотой равнялась приблизительно нулю.
В качестве примера приведем результаты испытания на разрыв образцов, отобранных из пластов кирмакинской и подкирмакинской свит Апшеронского полуострова (табл. 3). Образцы пород испытывались в воздушно-сухом состоянии, а также после их пропитки нефтью и теми жидкостями, которыми эти пласты бывают насыщены в разные периоды разработки пласта: шолларской (водопроводной), морской и пластовой щелочной водой. Кроме того, эти породы испытывались и после воздействия на них соляной кислоты. Усилия прикладывались параллельно и перпендикулярно напластованию.
Из табл. 3 видно, что прочность на разрыв зависит от природы жидкости, насыщающей породу. Смазывающая способность нефти значительно уменьшает трение между зернами породы. Вследствие этого у образцов породы кирмакинской свиты с естественной влажностью при приложении усилия параллельно напластованию предел прочности на разрыв почти в 4 раза выше, чем у образца той же породы, но испытанной при ее насыщении нефтью. Можно также заключить, что присутствующая в породе нефтегазоносного пласта связанная вода
повышает межчастичное сцепление и, следовательно, в отличие от остальной массы воды и нефти, насыщающих пласт, действует в направлении повышения механической прочности породы.
В целом устойчивость пород продуктивного пласта против разрушения обусловливается физико-механическими свойствами составляющих его элементов: гранулометрическим и минералогическим составом и физическими параметрами породы, физическими свойствами жидкостей, насыщающих пласт, горным давлением, пластовым давлением, состоянием кровли и подошвы и, наконец, режимами рабочих процессов, установленных при возбуждении притоков и разработки залежи.
§6. НАРУШЕНИЕ РАВНОВЕСИЯ В ПЛАСТЕВ СВЯЗИ С ЕГО ВСКРЫТИЕМ
Горные породы, составляющие нефтегазоносные пласты, при тщательном изучении образцов керна, поднятых на земную поверхность, обнаруживают следы механического разрушения, нанесенного породе в разный период формирования пласта. Тем не менее, в массиве пласта наступает период, когда порода вновь приходит к относительно равновесному состоянию, т. е. к гидростатическому распределению горного давления. Внедрение долота в породу нарушает это равновесие. У стенок ствола порода оказывается уже не под всесторонним давлением, а подвергается воздействию кольцевых сжимающих напряжений, возникших вследствие вскрытия пласта и извлечения из центра выработки (скважины) выбуренной породы.
Размеры механического нарушения равновесного состояния массива породы зависят от очень многих естественных и технико-технологических факторов: глубины залегания пласта, горного и пластового давлений; температуры пласта; механических свойств и напряженного состояния продуктивных пород и пород, составляющих кровлю и подошву пласта; частоты рассеченности породы трещинами; связанной воды и насыщающих пласт жидкостей и газов; угла падения пласта, наличия в структуре пласта возможных нарушений (сбросы, взбросы и др.).
Из технико-технологических причин, кроме главной — бурения в продуктивной толще и вскрытия пласта, вызывающих падение давления на стенках скважин, следует выделить рост забойных давлений, вызванных высокими скоростями вращения бурильной колонны и спуска обсадной колонны, которые сообщают забою мгновенные удары. В процессах механического разрушения забоя на его обнаженной поверхности образуется зона предразрушения и создается область повышенной трещиноватости. На стенках скважины возникают мелкие трещины
Нарушенное в пласте бурением равновесие продолжает углубляться во время испытания скважин и при их эксплуатации. Зависит оно 01 величины отборов и депрессий, устанавливаемых при испытании, выноса большого количества песка, особенно из пластов со слабо сце- "ментированными породами, и др.
От совокупного действия горногеологических факторов, нарушивших в пласте равновесие, концентрация напряжений у стенок скважин достигает наибольшей величины и лишь на некотором удалении от нее напряжение в породе выравнивается.
Большое влияние на восстановление равновесия в пласте оказывают конструкция эксплуатационного забоя, методы и способы, применяющиеся при вскрытии пласта, технологические процессы возбуждения притоков, установленные режимы работы скважин и, наконец, обработка пласта. Обработкой пласта квалифицированными технологи- 28
ческими средствами можно внести коренные изменения в процессы фильтрации нефти и газа в пласте в первую очередь воздействием на породу в окрестностях эксплуатационного забоя.
ЗАДАЧА О НАПРЯЖЕНИЯХ НА СТЕНКЕ СКВАЖИНЫ
Рис. 6. Схема распределения действующих аил и напряжений в элементе горной породы.Рис. 6. Схема распределения действующих аил и напряжений в элементе горной породы.Скважина представляет собой вертикальную цилиндрическую выработку кругового поперечного сечения. Поэтому распределение напряжений и перемещение в породе вокруг ствола и на ее контуре подобно задачам, решаемым для шахт, тоже могут быть определены при помощи методов теории упругости. При этом следует учитывать отличительные особенности скважин — наличие технологически необходимого при бурении скважин внутреннего давления, создаваемого у забоя столбом промывочной жидкости, а также существующее в пласте соотношение между напряжением в горной породе и пластовым давлением.
Рис. 6. Схема распределения действующих аил и напряжений в элементе горной породы.
Рис. 6. Схема распределения действующих аил и напряжений в элементе горной породы.
радиальном направлении.радиальном направлении.Напряженное состояние пород, составляющих разрез, симметрично относительно оси скважины. Все перемещения, возникающие в породе при вскрытии пласта, а также движение жидкости при разработке залежи происходят только в
радиальном направлении.
радиальном направлении.
Многие породы — доломиты, известняки, песчаники, не содержащие заметных количеств глинистых материалов, достаточно прочны. Отсюда допустимо предположение, что в окрестностях эксплуатационного забоя и на контуре выработки (скважины) в связи с обнажением разреза в массиве продуктивных пород возникают главным образом упругие деформации Примем также, что приток из пласта отсутствует или что разность давлений между пластом и забоем пренебрежимо мала (вывод формул с учетом давлений от фильтрационного потока приведен в работе [63]). Допустим далее, что породы, перекрывающие или подстилающие продуктивный пласт, пластически не деформируются, т. е. являются жесткими (в действительности этого, конечно, нет). Последнее позволяет считать, что смещения породы по вертикали не происходит вовсе или же величина смещения настолько мала, что пренебрежение ею в расчетах не вызывает существенной погрешности.
Сделанные допущения позволяют рассматривать окружающий скважину массив горных пород как толстостенную трубу с внешним радиусом, равным бесконечности, и, введя полярные координаты, описать напряжения в окрестности эксплуатационного забоя формулами Ляме (рис. 6)
' а, = Д+4-;(1.26)
ов = 4ов = 4вRa ’вRa ’
ов = 4
ов = 4
в
Ra ’
в
Ra ’
где о, — радиальная компонента нормального напряжения; ое—компонента нормального напряжения, действующего по концентрическим окружностям с центром на оси; R— радиус-вектор рассматриваемой точки.
Нормальное напряжение ог остается неизменным вследствие сделанных выше допущений.
Постоянные Л и 5 подбираем таким образом, чтобы напряжение на забое скважины равнялось давлению, создаваемому столбом промывочной жидкости, а напряжение вне области влияния скважины — геостатическому давлению, действующему в ненарушенном массиве, т. е. из условий
ог — Рз при R = гс;(1.27)
о0 = H^n при R = сю,(1.28)
где р3 — давление столба промывочной жидкости в скважине; гс— радиус скважины; Н— глубина забоя; у1£— объемный вес породы.
Подставив значения R, ог и ое в уравнения Ляме
Ра = А + — для R = г^
Н^^ = А Для Я = оо , получим
В = (р3-ЖИ2с.
Тогда уравнения (I. 26) принимают.вид
(
2 х2
<L29>
oe = WVn(i +
Ог = Ое = Н^ .(1.30)
Рассмотрим следующие случаи.
R^oo, тогда из уравнений (I. 29) следует, что напряжения в ненарушенном массиве горной породы во всех направлениях одинаковы.
При R=--rc и рз>^ имеем а г = Рз,]
ое =2Яуп — p3J
т. е. радиальное напряжение на стенке скважины равно гидростатическому давлению столба жидкости, кольцевое напряжение равно разности удвоенного геостатического давления и гидростатического давления столба промывочной жидкости.
Полученная зависимость (I. 31) означает, что в связи с обнажением пласта на контуре выработки кругового сечения (скважины) возникают сжимающие кольцевые напряжения, предельное значение которых при обусловленных ограничениях может достигнуть разности удвоенного горного давления и гидростатического давления столба промывочной жидкости.
При R = rc и р3 = 0 имеем:
®г = 0,
<4 = 2Н?п
т. е. кольцевые напряжения возрастают до удвоенной величины горного давления.
Из уравнений (I. 31) следует, что снижение забойного давления вызывает увеличение напряжений в породе у стенок скважины, что может привести к разрушению эксплуатационного забоя.
Критерием устойчивости стенок является очевидное неравенство
осж>2Яуп — рз,(1.33)
где осж — предел прочности породы при одноосном сжатии.
Разрушение пород может начаться при условии, что ое больше, чем предел прочности породы на одноосное сжатие осж. Действительно, на боковой поверхности скважины, где создается максимальная концентрация напряжений, второе нормальное напряжение Ог^Рз, т. е. равно давлению столба промывочной жидкости. Отсюда наиболее опасным является случай, когда скважина будет опорожнена, т. е. когда у забоя отсутствует давление столба промывочной жидкости. Тогда сохраняется только напряжение о6 и порода на стенках скважины будет находиться в условиях одноосного сжатия. Отсюда непосредственно следует, что если о6<оСж, то разрушения породы не произойдет.
ПРИЗАБОЙНОЕ НАПРЯЖЕНИЕ
Правомерность изложенных выше теоретических выводов и поло
жений о напряженном состоянии горных пород в окрестности эксплуа
тационного забоя можно проиллюстрировать примерами из практики
разведочных работ.
Введем понятие о призабойном напряжении.
В практике разработки месторождений нефти и газа давление, устанавливаемое на забое от столба жидкости, называют забойным давлением. По аналогии напряжение в горной породе, возникающее в призабойной зоне в связи с вскрытием и обнажением пласта, будем называть призабойным напряжением q3, а падение напряжения от массива пласта, не тронутого выработкой, до эксплуатационного забоя — депрессией в горной породе.
Призабойное напряжение существенно отличается от «местного горного давления» рядом своих особенностей. Оно формируется при самом начале вскрытия пласта, когда от внедрения долота в породу забой претерпевает значительные механические разрушения. В характере его формирования важную роль играют породы, находящиеся в состоянии пластической деформации и перекрывающие (подстилающие) пласт, глубина их расположения, физические и механические свойства пород, слагающих пласт, пластовое давление и др.
При вскрытии скв. 916 диатомовых отложений (промысел № 6 Ле- ниннефти, Азерб. ССР) было выявле-
Скб.316vНачата 23/VI 1334г. Закончена 23/1П «38г.Скб.316vНачата 23/VI 1334г. Закончена 23/1П «38г.Рис. 7. Конструкция скв. 916 промысла №6 Лениннефти (Азерб. ССР).Рис. 7. Конструкция скв. 916 промысла №6 Лениннефти (Азерб. ССР).по очень интересное явление нарушения равновесия и перераспределения горного давления.
Скб.316v
Начата 23/VI 1334г. Закончена 23/1П «38г.
Скб.316v
Начата 23/VI 1334г. Закончена 23/1П «38г.
Рис. 7. Конструкция скв. 916 промысла №6 Лениннефти (Азерб. ССР).
Рис. 7. Конструкция скв. 916 промысла №6 Лениннефти (Азерб. ССР).
Скважина была пробурена на глубину 1802 м (рис. 7). Сразу же после перфорации обсадной колонны против диатомовой свиты на глу-
бине 1780—1781 м начался активный перелив глинистого раствора (удельный вес 1,18 FjcM^. После извлечения кабеля и закрытия устьевой задвижки давление на буфере фонтанной арматуры быстро поднялось до НО кГ/см2 и на этом установилось. Но при возбуждении из скважины был получен только еле заметный приток жидкости. Несмотря на принятые меры (перестрелы, дострелы, торпедирование), приток не усиливался. Однако после остановки скважины через очень короткое время уровень в ней поднимался, и давление на устье снова устанавливалось 110 кГ/см2.
Породы, из которых образована диатомовая свита, представляют собой очень подвижные влажные глины. Поэтому сочетание геолого-физических условий залегания диатомовых отложений и присутствие в них чрезмерно увлажненных глин вызвали при обнажении пластическое течение породы.
Принимая глубину залегания диатомовых отложений 1780 м, горное давление, равное 0,23 Я, составит 410 kF [см2.
Давление, зарегистрированное непосредственно на устьевом манометре, и давление столба глинистого раствора на забое в сумме составили 323 кГ/см2 и уравновешивали пластовое давление.
Следовательно, напряжение в каркасе породы согласно формуле (I. 7)
□ = — Р„ = 37 кПсх?.
Как видно из приведенного, твердая фаза из образовавшейся при вскрытии текучей массы воспринимает только 20%, а основная нагрузка от вышележащих пород, т. е. 80%, падает на ее жидкую фазу.
При разработке залежи на режиме истощения по мере выработки из пласта промышленных запасов и падения пластового давления призабойное напряжение увеличивается. Рост его вызывает сокращение в призабойной зоне объема порового пространства и уменьшение ширины трещин, служащих каналами связи пласта с эксплуатационным забоем, в связи с чем отмечается снижение дебитов скважин.
В работе [41] приведены сведения по скв. 39, 44, 45 Озек-Суат- ского нефтяного месторождения (Ставропольский край), в которых по мере выработки запасов нефти коэффициент продуктивности снижается (табл. 4).
Таблица 4
№ скважины
Пластовое давление, кГ(см2
Забойное давление, кГ {см2
Дебит нефти, т/сутки
Коэффициент продуктивности, т{сутки-ат
Дата исследования
274,0
220,0
139
2,58
18/XI 1956 г.
on
271,2
214,8
104
1,95
24/V1957 г.
О У
262,0
221,7
71
1,76
30/VIII 1957 г.
264,5
224,9
57
1,41
13/V1II 1958 г.
326,6
287,5
70
1,79
12/XI 1955 г.
44
250,9
192,0
102
1,85
29/II1956 г.
224,8
198,2
45
1,71
24/VIII 1956 г.
218,2
184,4
29
0,85
6/VI 1957 г.
300,4
260,9
180
4,56
24/XII 1955 г.
45
228,4
207,4
139
6,62
1/Ш 1956 г.
200,8
190,8
47
4,70
1/IX 1956 г.
194,8
188,9
23
3,90
30/IX 1957 г.
В скв. 39 фактически за 20 месяцев ее эскплуатации коэффициент продуктивности без видимых причин снизился на 44%. Почти такими же темпами снижался коэффициент продуктивности и по двум другим скважинам этого месторождения — скв. 44 и 45.
Из приведенных примеров следует, что по мере разработки пласта» когда убыль пластовой энергии не восстанавливается, призабойное напряжение в процессе разработки залежи вследствие перераспределения напряжения в каркасе пласта и давления в насыщающей его жидкости непрерывно растет.
Рассмотрим еще один случай проявления динамики призабойного напряжения. Если скважина имеет конструкцию с зацементированной обсадной колонной в пределах эксплуатационного забоя, то вследствие релаксации напряжения глинистых пород давление на цементное кольцо и обсадные трубы продолжает расти. Поэтому процесс «разгрузки» глинистых пород продолжается и после цементирования колонны. Очевидно, этот процесс может быть очень длительным. Обусловлен он тем, что два разных по своему физико-механическому характеру, но взаимодействующих между собой процесса, следуя навстречу один другому, за определенное время выравниваются. Но так как после цементирования колонны глина уже вытекать не может, то охваченная «разгрузкой» область больше не расширяется (если, конечно, в процессах возбуждения притоков вследствие сплошной перфорации глина не извлекается вместе с жидкостью из прослоев, чередующихся с песчаником),'/Хотя в этой неизменной области вследствие релаксации напряжения рост давления на цементное кольцо и обсадную колонну, как сказано выше, пока еще продолжается. Давление на обсадные трубы и цементное кольцо достигает своего предельного значения и окончательно выравнивается лишь за период, когда закончится релаксация породы [72].
В связи с этим нужно отметить одну из важных особенностей призабойного напряжения, которое подобно забойному давлению за время эксплуатации скважин не стабилизируется, а претерпевает непрерывные изменения. По-видимому, именно по этой причине обнаруживается в пределах эксплуатационного забоя некоторых скважин повреждение колонны в случаях работы их на умеренных режимах или даже когда они находятся в простое.
Вывод формулы призабойного напряжения приводится в главе XI, § 1.
3 Г Т Овнатанов
Глава II
’ ПРЕДПОСЫЛКИ К ПРОЦЕССАМ ВСКРЫТИЯ И ОБРАБОТКИ ПЛАСТА
ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Пространство, образующее единичную емкость горной породы, свободное от ее частиц, отличается чрезвычайным разнообразием форм и происхождения.
Наиболее распространенной формой свободного пространства в породе является поровая ячейка или пора.
Помимо порового пространства не меньшее распространение в горной породе имеют различные формы полостей, отличающиеся своим сечением, протяженность и происхождением: микротрещины, сутуры и стилолиты, каверны, карстовые образования.
Поры и полости и другое пространство, свободное от частиц породы, каждое в отдельности независимо от своего происхождения представляют собой компоненты полезной емкости горной породы. И они имеют наименование той формы, которая образовала данную емкость, например полезная емкость, образованная порами, — поровая емкость; трещинами — трещинная емкость; кавернами — емкость каверн и т. д.
Общая резервуарная емкость горной породы слагается из всех компонентов емкостей и составляет полезную емкость горной породы. Являясь пространством, свободным от частиц породы, она может стать местом для скопления нефти, газа и воды и образования залежей нефти и газа.
Прочно вошедшие в практику нефтегазоразработок понятия о забое и искусственном забое скважины следует дополнить понятием об эксплуатационном забое. Забоем обычно принято называть торцовую поверхность, образующуюся в стволе скважины в процессе проходки, т. е. дно скважины. Искусственным забоем называют торец, оставленный в скважине после разбуривания цементного стакана, образованного в результате цементирования обсадной колонны или забойной заливки. Эксплуатационным забоем нефтяных, газовых, водогазонагнетательных и нефтегазоразведочных скважин будем называть поверхность пласта, обнаженного бурением, перфорацией или другими специальными средствами. В нефтяных и газовых скважинах с этой поверхности поступает содержимое пласта, а в нагнетательных — вводится вода или газ.
Эксплуатационный забой измеряется вполне определенным интервалом продуктивного разреза, находящимся между нижней и верхней отметками открытого ствола; интервалом отверстий заводской перфорации на хвостовике, опущенном в скважину (так называемый готовый фильтр), отверстий, простреленных электроперфоратором и полученных гидропескоструйным аппаратом (каналы, щели) в эксплуатационной колонне.
Эксплуатационный забой в гидродинамической системе пласт — скважина занимает наиболее важный узловой пункт, в котором закан- 34
чивается фильтрация газожидкостной смеси в порово-трещинной среде и начинается подъем ее в скважине.
Возникающие по разным причинам в системе пласт — подъемник нарушения постоянства режима работы системы благодаря чувствительности эксплуатационного забоя и регулированию процессов движения потоков смеси в пласте и скважине устраняются. Режим работы системы снова приводится в равновесное состояние.
За длительное геологическое время формирования залежей нефти и газа физические константы пласта — температура, давление, механическое напряжение в породе, нефте-, водо- и газонасыщенность стабилизировались и, конечно, достигли известного равновесия. Однако с вскрытием пласта и началом- отбора из него жидкостей существующее в пласте равновесие нарушается; в нем начинает освобождаться энергия (переходит из потенциальной в кинетическую) и возникают различные процессы. Вокруг эксплуатационного забоя скважины образуется зона пониженного давления, а в пласте устанавливается градиент давления в направлении к скважине. Следовательно, под влиянием возникшей депрессии происходит возбуждение притоков жидкости из пласта в скважину, а репрессия вызывает отток рабочей (промывочной) жидкости из скважины и вытеснение ее в пласт.
Область пласта вокруг эксплуатационного забоя скважины называется призабойной зоной.
В процессах возбуждения притоков и разработки залежей нефти и газа в противоположных направлениях действует множество существенно влияющих на них факторов, поэтому провести реальную физическую границу, отделяющую призабойную зону от остальной части пласта,1 невозможно.
К йризабойной зоне относят область пласта, в которой происходят наибольшие деформации породы при вскрытии пласта и эксплуатации скважин, перемещение горной породы, опускание кровли, обвалы, переход породы в плывунное состояние и др. Кроме того, физическую границу призабойной зоны измеряют величиной радиуса распространения применяющихся средств воздействия на пласт и определяющегося глубиной проникновения в породу пуль и кумулятивной или абразивной струи; протяженностью естественных или искусственных трещин, образующихся (или раскрывающихся у стенок) при гидравлическом разрыве, глубиной проникновения кислоты и образования каналов; разъедания; наконец, протяженностью области высокой проницаемости, создаваемой кольматацией в пласт кварцевого песка.
При течении пластовой газожидкостной смеси в порово-трещинной среде вследствие радиального движения этой смеси к эксплуатационному забою основная пластовая энергия расходуется в призабойной зоне. При вскрытии пласта проникновение фильтратов промывочной жидкости тоже ограничивается этой зоной.
Таким образом, призабойная зона не имеет какой-нибудь твердо установленной количественной меры и определяется лишь качественно.
ВЫДЕЛЕНИЕ ГРАНИЦ ОБЪЕКТА
Процессам испытания разведочных скважин предшествует выделение границ объекта, подлежащего опробованию. Однако при ведении поисково-разведочных работ в геологическом разрезе отложений с трещинным типом коллектора выделение границ объектов опробования встречает определенные трудности.
Наиболее совершенная методика оценки нефтегазоносных пластов и их опробования непосредственно в процессе бурения с использова-
нием промыслово-геофизических методов и испытателей пластов обеспечивает испытание разведочных скважин к моменту окончания их бурения до проектной глубины.
Опробование пласта в этом случае осуществляется в благоприятных условиях, в только что вскрытом пласте, так как зона проникновения фильтрата промывочной жидкости достигает в этом случае еще небольшой глубины. В этих работах применяются передвижные станции, оснащенные различными конструкциями и типоразмерами испытателей пластов с глубинными регистрирующими приборами. Это позволяет в процессе бурения скважин получать необходимые сведения о физических константах пласта и насыщающих его жидкостях и газах (пластовое давление, проницаемость коллектора, коэффициент продуктивности, свойства воды, нефти, газа и др.).
При этой системе опробования устанавливается наблюдение За характером процессов бурения и тщательная регистрация особенностей проходки на данной площади; осуществляется сплошной отбор керна из перспективных отложений; изучается керновый материал и шлам, выходящий с забоя, а также проводится механический каротаж; осуществляется газовый каротаж с применением глубокой термовакуумной дегазации и покомпонентного хроматографического анализа углеводородных газов; при получении повышенных газопоказаний («сигнальные отметки») производится поинтервально (через 30—60 м проходки) полный объем промыслово-геофизических исследований: стандартный каротаж, кавернометрия, радиометрия (ГК и НГК), БЭЗ и исследование опробователем на каротажном кабеле типа ОПК и, наконец, поинтер- вальные гидродинамические исследования пластоиспытателем выделенных всеми видами исследований отдельных интервалов глубин, представляющих для разведки наибольший интерес. Таким образом, на поверхность при вскрытии интересующего объекта непрерывно поступает информация о физических константах пласта и физико-химических свойствах насыщающих его жидкостях.
Координация этих средств исследования и комплексная их интерпретация позволяют приблизить процесс опробования пласта к моменту его вскрытия и совместить бурение и испытание скважин в едином технологическом процессе. Именно это и сыграло существенную роль при открытии месторождений нефти в карбонатных отложениях на Речиц- кои и Осташковичской площадях Белорусской ССР [16].
Поиски методов выявления трещинных коллекторов продолжаются И в ряде других районов.
Нефтегазоносные горизонты в разрезах нижнего кембрия на территории Иркутского амфитеатра очень трудно выделить при помощи геофизических методов исследования вследствие сильной минерализации раствора в скважинах. Большинство газонефтепроявлений в разрезе связано с коллекторами трещинного типа. Это относится не только к карбонатным породам, но, по-видимому, и к породам терригенным. Поэтому выделение зон интенсивной трещиноватости, по существу, является одновременно и методом выделения в отложениях нижнего кембрия нефтегазоносных объектов.
Кривые бокового каротажа осинского горизонта в скв. 4, 8 (Атов- ская площадь) и в скв. 61, 65 (Марковская площадь) хорошо сопоставляются с результатами изучения трещиноватости по кернам. Интервалы с наибольшей трещиноватостью соответствуют аномалиям кривых малого и большого зондов БЭЗ.
Для выделения границ продуктивного объекта, особенно в момент вскрытия пласта, хорошие результаты получены по данным упоминавшегося выше газового каротажа. При поисках залежей газа газовый каротаж позволяет выделять газонасыщенный пласт. Им успешно можно пользоваться для нахождения в определенных интервалах глубин
«сигнальных отметок». Дальше в этих условиях бурить с применением промывочной жидкости, находящейся в циркуляции, уже нельзя. С этого момента необходимо переходить на промывочные жидкости, обеспечивающие сохранение естественной проницаемости продуктивных пород.
Одним из методов выделения границ трещинного коллектора является метод двух растворов, разработанный А М. Нечаем [59]. По этому методу после проходки интервала разреза, подлежащего геофизическим исследованиям, в скважине производятся электрометрические измерения БК и БЭЗ при заполнении скважины промывочной жидкостью. Затем промывочная жидкость осолоняется или опресняется с расчетом, чтобы ее удельное сопротивление увеличилось (или уменьшилось) в несколько раз, после чего проводятся повторные электрометрические исследования.
Проницаемые зоны выделяются на основе сравнения удельных сопротивлений, полученных по скважине до и после изменения минерализации промывочной жидкости. Предполагается, что в первом случае данные БК и БЭЗ будут характеризовать удельное сопротивление породы, трещины и каркас которой заполнены фильтратом промывочной жидкости начального состава, тогда как данные повторных исследований будут характеризовать наиболее проницаемые интервалы пород, фильтрационные свойства которых обусловлены в основном их трещиноватостью.
Выделение границ интервалов высокочастотной трещиноватости методом изменения качественного состава промывочной жидкости возможно не только путем изменения минерализации, но и изменения ее плотности
Для этого случая методика разработана и опробована А. В. Ручки- ным [88] при изучении им карбонатных трещинных коллекторов в западной части Башкирии.
Физическим обоснованием для применения указанного метода, по А. В. Ручкину, послужило следующее.
Различие в проницаемости трещиноватых и нетрещиноватых участков породы с низкой межзерновой пористостью обусловливает характер проникновения в нее фильтрата промывочной жидкости и динамику изменения параметров зоны проникновения. Так, при одном и том же гидростатическом давлении столба жидкости на стенки скважины в трещиноватые участки будет интенсивно проникать фильтрат, а в нетрещиноватые (с такой же пористостью) его будет проникать значительно меньше или проникновение практически будет отсутствовать.
При увеличении плотности промывочной жидкости (что может быть достигнуто добавлением УЩР, ССБ, нефти и т. п.) в скважине соответственно увеличивается перепад давления; это приводит к образованию зоны проникновения на тех участках разреза, где при меньшем "перепаде давления она не возникает.
При совместной интерпретации данных БК и НГК, последовательно проведенных до и после изменения плотности промывочной жидкости, можно выделить границы продуктивности трещинных коллекторов.
Большие возможности для выявления трегЦинйых коллекторов и установления границ их распространения имеют геоакустические методы и, в частности, акустический каротаж, позволяющий пока только качественно оценить степень трещиноватости и кавернозности породы. Выявление трещиноватых зон в разрезе скважин по данным акустического каротажа основано на следующем. Энергия' упругих волн в ре-
зультате многократных отражений на границах раздела сред, образованных трещинами, существенно снижается.
Изучение связи между динамическими и кинематическими характеристиками упругих волн и трещиноватостью пород, установленной путем моделирования, а также сопоставление результатов измерений в скважине с геологическими и другими геофизическими данными показали, что интенсивная трещиноватость среды вызывает уменьшение скорости распространения и увеличение затухания продольных (и особенно поперечных) волн.
При помощи аппаратуры ЛАК-1 или СП4К-1 в геологическом разрезе по скважине на основании характера затухания первых вступлений и длительности волновой картины на различных усилениях сигналов можно выделить горизонты с интенсивной трещиноватостью пород.
Не менее эффективным для установления границ и выделения нефтеносных и водоносных пластов, приуроченных к трещинному типу коллектора, является применение активированных растворов. В. Н. Дах- новым с сотрудниками разработана рецептура активированных реагентов, избирательно проникающих в нефтеносную часть пласта. Такими реагентами являются растворы солей натрия и калия нафтеновой кислоты (мылонафт).
Важное место при выделении продуктивных объектов, сложенных трещиноватыми породами, принадлежит отбору керна.
Путем визуального и литолого-петрографического изучения состава и структуры пород непосредственно по образцам каменного материала и по ориентированным шлифам исследуется геологический разрез продуктивных пород [94—97].
В совокупности с данными, полученными при исследовании образцов под люминесцентной лампой в ультрафиолетовых лучах (с применением органических растворителей), определяются литологическая характеристика и стратиграфическая принадлежность породы; пористость, проницаемость, нефтеводогазонасыщенность, механические константы горной породы (модуль Юнга, коэффициент Пуассона) и, наконец, комплекс показателей ее трещиноватости, благодаря чему устанавливается характер пород, образующих продуктивную толщу.
При сплошном отборе керна для трещиноватых продуктивных пород строится профиль частоты трещиноватости, в котором выделяются наиболее характерные черты и особенности микротрещин в породе; распределяются микротрещины по направлениям; среди них выделяются микротрещины, свободные от породы (зияющие) и исполненные минеральными образованиями; отдельно выделяются микротрещины с основными минералами, заполняющими микротрещины, а также заполненные трудно растворимыми битумами; наконец, в профиле микротрещины распределяются по ширине. Все эти данные позволяют обосновать выбор границ продуктивных пород для опробования, наметить наиболее эффективные узкие интервалы высокочастотной трещиноватости и точки для опробования объекта испытателем на кабеле. На основании их выделяются места установки пакера и интервалы пласта для его опробования испытателем пласта на бурильных трубах.
Построение профиля трещиноватости и поинтервальные исследования важны для определения эффективной мощности пласта, отбивки границ контакта между различными нефть- и газсодержащими породами и породами, не имеющими насыщения, и главным образом для выполнения в последующем процессов обработки пласта.
Разумеется, что чем больше ориентированных шлифов изготовляется из 1 м линейного образца керна, поднятого на поверхность, тем точность построения профиля частоты микротрещин будет выше.
38
РОЛЬ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
Гидродинамические исследования при выделении границ объекта испытания скважин имеют исключительно важное значение. Эти исследования являются одним из основных видов, при помощи которых корректируют ранее проведенные работы по изучению физических свойств продуктивных пород. Результаты лабораторного изучения пористости и проницаемости пород для характеристики их коллекторских свойств недостаточны, поэтому обязательно должны быть существенно дополнены этими исследованиями.
В целом нефтегазоносный пласт несравнимо более неоднороден, чем взятый из него керн. Поэтому перенесение результатов точечного изучения на весь пласт может быть одним из серьезных источников ошибок. Это особенно относится к коллекторам трещинного типа.
Основным проводником нефти в этих коллекторах является сеть сложно сочлененных трещин, развитых в пределах продуктивных отложений. Некоторые участки пласта могут иметь системы частых трещин, но замкнутые, и тогда в массиве породы окажутся зоны пласта, изолированные между собой. Для определения направления проводимости такого массива, конечно, будет недостаточно изучения только одного керна (хотя это и обязательно).
Лабораторное изучение керна, взятого из разных точек пласта, путем фильтрации через него моделей пластовых жидкостей не дает полного представления о фильтрационных способностях всего пласта. Только изучение коллекторских свойств в действительных условиях на сравнительно большом участке пласта может правильно отразить его фильтрующую способность и выявить истинное значение гидродинамических показателей пласта.
Трещинные коллекторы и связанные с ними залежи нефти и газа изучены пока еще недостаточно. Однако и сейчас уже очевидно, что условия нахождения и фильтрация газожидкостной смеси в таких коллекторах и в коллекторах порового типа существенно между собой отличаются.
Уже указывалось, что в разведочных работах преимущественное развитие в настоящее время получили гидродинамические исследования с помощью пластоиспытателей и глубинных измерительных приборов непосредственно в процессе бурения. Измерением дебитомерами и расходомерами по интервалам пласта величины притоков и поглощений можно также улавливать зоны интенсивного развития трещинной проницаемости.
В скважинах со стационарным режимом работы (после окончания бурения), переведенных на испытание на более длительные сроки, определяя гидродинамическими исследованиями физические показатели пласта, корректируют предыдущий комплекс промысловых исследований, выполненных в процессе бурения, что позволяет довольно точно охарактеризовать пласт и насыщающие его жидкости.
Наиболее пригодным для этих целей, когда пласт разрабатывается, является метод гидроразведки, предложенный В. П. Яковлевым. Попарно «прослушивая» и устанавливая в различных вариантах сообщение между скважинами (возмущающей и реагирующей), можно обнаруживать не только гидродинамическую связь, существующую между ними, но и зоны слияния и растекания, а также определить количественные показатели проводимости породы на изучаемом участке. Кроме того, при помощи гидроразведки выявляют участки пласта, связь между которыми существенно ухудшена или отсутствует вследствие непроницаемых границ и литологических экранов. Наконец, накопленный опыт исследования этим методом пластов трещинного типа, несомненно, позволит устанавливать главное направление, по которому осуществляется
гидродинамическая связь пласта со скважиной, т. е. определить направление развития и разветвления продуктоподводящих трещин в пласте.
На промысловых площадях направление развития трещиноватости изучалось, в частности, на Яблоневской площади (Куйбышевская область) трассированием микротрещин по высокодебитным скважинам и в процессе разработки пласта по динамике обводнения скважин, а также прослеживанием распространения водного раствора флюоресцина по заводняемому пласту [4].
Важные сведения получают также из термических исследований скважин, находящихся в испытании на устойчивом режиме, особенно когда рабочий дебит у них определился. По термограммам, например, выделяются интервалы притоков нефти, газа и воды и эффективные мощности продуктивных пластов; вычисляется продуктивность отдельных испытуемых прослоев, определяются зоны поглощения и их приемистость; выявляются интервалы перетоков на глубине; устанавливается характер самого коллектора, и если в скважине отмечены технические повреждения, то по контрастности аномалии кривой термограммы находят отметки глубин эксплуатационного забоя, к которому приурочено повреждение.
МЕТОДИЧЕСКИЕ ВОПРОСЫГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ
Конечной целью бурения разведочных скважин на нефтяных и газовых месторождениях является определение промышленной ценности и перспектив нефтегазоносности разведуемого объекта. Поэтому вопросы методики вскрытия перспективных горизонтов и качества опробования их в первых разведочных скважинах имеют решающее значение.
Изучение фактического материала позволяет заключить, что в практике геологоразведочных работ иногда отсутствуют строгая система и целеустремленное геологическое направление, выработанные на основе точно сформулированных общих задач разведки, а также задач, выдвигаемых перед отдельной разведочной скважиной, и особенно не всегда учитываются реальные технико-технологические возможности вскрытия продуктивных пород с применением средств сохранения их естественной проницаемости. Этим, по-видимому. и следует объяснить повторяемость некоторых ошибок, встречающихся как в пределах одной разведочной площади или геологической провинции, так и на площадях, отстоящих одна от другой на тысячи километров.
Испытание большинства разведочных скважин при установленной В настоящее время последовательности геологоразведочных работ составляет их конечную стадию. Поэтому ошибки, допускаемые на отдельных стадиях геологоразведочных работ выявляются именно на этой стадии. Здесь сходятся все течения и направления работ разведки в ее различных областях. И если в операциях по испытанию скважин применяются несовершенные технологические процессы и устаревшие технические средства, то неудачи в поисковой работе стремятся целиком отнести только за счет неудовлетворительного хода работ по опробованию горизонтов, хотя в действительности они обусловлены были всем предыдущим ходом геологоразведочных работ.
Между тем придание разведочной скважине четких функций по выявлению и оценке промышленных скоплений нефти и газа, выяснению .промышленного значения залежей, а также их оконтуривание и определение этажа нефтегазоносности строго конкретизирует ее целевое назначение.
В этом отношении заслуживает внимания предложение ВНИИ о том, чтобы по результатам бурения первых разведочных скважин
выделять этажи разведки и отдельные горизонты, которые в дальнейшем следует опробовать самостоятельными сетками разведочных и отдельно оценочных скважин. Такой порядок проведения геологоразведочных работ создает для современных методов вскрытия пласта, его обработки и опробования и в целом испытания разведочных скважин приемлемую основу [50].
К решающим методическим задачам ведения разведочных работ следует отнести последовательность опробования объектов, выделенных в разрезе, которая определяется принятой методикой разбуривания разведуемой площади.
В неизведанных еще условиях вновь введенной в разведку площади весь стратиграфический разрез (если буровая установка позволяет) нередко разбуривают до вскрытия кристаллического фундамента. И только после спуска и цементирования эксплуатационной колонны во многих скважинах производится опробование встреченных в процессе бурения объектов последовательно снизу вверх. Такой порядок опробования повсеместно поддерживался на разведочных площадях до самого последнего времени, что значительно ухудшало условие производства всего комплекса рациональных средств и методов вскрытия и обработки пласта: возможность выбирать пригодную рецептуру рабочих жидкостей, способствующую сохранению естественной проницаемости продуктивных пород; сокращать периоды контакта пород с инородной жидкостью; оборудовать ствол скважины и эксплуатационный забой конструкциями, позволяющими в наиболее оптимальных условиях опробовать возможную продуктивность выделенного объекта; применять новейшие методы возбуждения притоков.
При таком положении особенно большие трудности получения притоков возникали в .объектах, представленных породами со слабовыра- женными коллекторскими свойствами.
Главный недостаток опробования объектов в эксплуатационной колонне снизу вверх заключается в том, что процессы бурения отделяются и на неопределенный срок отдаляются от исследования нефтегазоносных пластов, т. е. от тех процессов, которые в конечном итоге призваны дать прямые и однозначные ответы на вопросы, поставленные перед разведкой.
В прошлом в нефтедобывающей промышленности был широко распространен метод разбуривания разведуемой площади и опробования пластов сверху вниз. В то время технические средства разрушения горных пород ддя больших глубин еще были не доступны. Разведочную скважину бурили до первых нефтенасыщенных пластов (природный газ и другие полезные ископаемые, которые встречались в процессе проходки, оставались не всегда замеченными, так как ими в то время мало интересовались), после чего бурение останавливали, эксплуатационный забой оборудовали соответствующей конструкцией и затем производили работы по опробованию первого встреченного объекта. Такой метод разбуривания при всех своих больших недостатках в известной мере удовлетворял поставленным выше требованиям, что при анализе методических задач разведочных работ следовало бы, безусловно, учитывать.
Тем не менее, благодаря большим преимуществам, заключенным в методе разбуривания разведуемой площади снизу вверх, именно он получил всеобщее признание. Этот принцип во многом удовлетворяет современным геологическим и технико-технологическим требованиям и в Целом экономике производства этих работ в нашей стране.
При1 производстве геологоразведочных работ на основе этого прин- ципй Нозможно полностью обнажить чехол осадочных отложений и» вскрыв кристаллический фундамент, познать строение всего геологического разреза, а также детально исследовать глубоко залегающие в
А 41
недрах земной коры продуктивные горизонты; лучше используются мощности буровых установок; значительно сокращается общее количество скважин, потребное для освещения геолого-физических условий месторождения; в среднем намного удешевляется стоимость бурения одной разведочной скважины; в более сжатые сроки получается информация для обоснованного планирования последующих поисковых работ; своевременно корректируются взятое в разведке геологическое направление и тактика разбуривания площади. Особо благоприятные условия при таком методе разбуривания создаются для сохранения фильтрационной способности пласта.
Однако во многих случаях метод разбуривания разреза снизу вверх одновременно заключает в себе, как указывалось выше, процессы испытания скважин, осуществляемые тоже снизу вверх.
В связи с этим на практике возникает противоречие между требованиями основного положения для процессов вскрытия пласта и принятым методом разбуривания разреза; прежде всего не обеспечивается при вскрытии сохранение естественной проницаемости продуктивных пород, что оказывает уже на процессы испытания скважин отрицательное действие.
В настоящее время это противоречие разрешается с помощью методологического принципа разбуривания геологического разреза снизу вверх и указанного выше комплекса одновременного исследования разреза и опробования перспективных горизонтов, встреченных в процессе бурения, с помощью пластоиспытателя и глубинных измерительных приборов в открытом стволе сверху вниз. Такая система разведки оказалась наиболее совершенной. Она позволяет попутно с нефтью и газом в разрезе проходимых пород обнаружить и другие полезные ископаемые. Следовательно, эта система более полно отвечает социалистическому характеру производства разведочных работ и до конца ликвидирует противоречие в методике производства геологоразведочных работ, существовавшее до последнего времени.
В процессе бурения скважин при помощи специальной испытательной аппаратуры непрерывно опробуются, а во многих случаях и детально исследуются пласты, обнажаемые по ходу проходки в разрезе. В зависимости от их гидродинамической характеристики делаются обоснованные заключения: следует ли ограничить опробование пласта только глубинными измерениями при помощи испытательной аппаратуры или же для получения более достоверных сведений о его продуктивности необходимо пробурить специальную оценочную скважину с запланированным в ней полным комплексом процессов вскрытия и обработки пласта.
Но для полноценного использования такой системы разведки, очевидно, требуются исключительно совершенные средства исследования пластов. В частности, для скважин, бурящихся на площадях, удаленных от центров добычи нефти и газа намного сотен километров, или сверхглубоких, необходимы передвижные комплексные испытательные станции. Станция должна иметь аппаратуру для опробования пластов, снаряды для отбора всевозможных проб в твердом, жидком и газообразном состоянии и средства автоматического управления подземными операциями по отбору образцов и проб, а также процессами исследования. Она должа быть оснащена полным набором глубинных и поверхностных измерительных приборов, позволяющих производить инструментальные измерения и доставлять с глубины информацию о давлении, температуре и других параметрах пласта; иметь специальную лабораторию для изучения каменного материала, жидких и газообразных компонентов, отбираемых в процессе бурения, а также газокаротажную станцию и лабораторию промывочных жидкостей; иметь возможность производить комплексные экспресс-исследования поднятого керна и определе- 42
ния свойств газожидкостной смеси, встреченной при проходке; первоначально вырабатывать, а по мере углубления скважины корректировать рецептуру промывочных растворов, отвечающую оптимальным условиям бурения и задачам сохранения естественной проницаемости пород, в которых обнаружены притоки; располагать наиболее совершенными средствами доставки на земную поверхность необходимых свежих проб нефти, воды, газа и особенно фильтратов, вытеснившихся в пласт при его вскрытии. Очень ценным будет сохранение естественных свойств, присущих массиву горной породы в точке, из которой образец керна поднят. Возможности определения в только что поднятом керне проницаемости и других физических констант (модуля Юнга, коэффициента Пуассона) имели бы очень важные последствия для характеристики горных пород и решения многих технико-технологических задач, связанных с процессами вскрытия и обработки пласта.
Наконец, при необходимости испытания скважин на более длительном режиме станция должна иметь при себе прицеп передвижного блока газо-нефтяной приемной аппаратуры высокого давления для термодинамических исследований и режима подачи газонефтеводяной продукции. Это даст возможность производить гидродинамические исследования при работе скважин на стационарных режимах, чтобы получить физические константы продуктивных пород и сопоставлять эти данные с результатами изучения керна.
Комплексное изучение с помощью таких станций и качественное определение на месте всего отбираемого из пласта материала, надлежащее оформление всей первичной документации, а также тщательная упаковка и доставка в ЦНИЛ в полной сохранности каменного материала, фильтрата, воды, нефти и газа позволит в ЦНИЛ и научно- исследовательских институтах более успешно интерпретировать результаты всестороннего геолого-геофизического изучения разреза и всевозможных наблюдений и измерений, выполняемых в процессе бурения скважины, а также наиболее правильно дать оценку промышленного значения обнаруженных притоков.
В настоящее время уже разработаны и прошли промышленные испытания самоходная полевая лаборатория (СПЛ-1) и глубинные регистрирующие приборы для испытателей пластов. СПЛ-1 предназначена для транспортировки, проверки и тарировки глубинных регистрирующих манометров, термометров и других приборов по давлению и температуре, проведения подготовки к эксплуатации и текущего ремонта глубинных приборов, применяемых с испытателями пластов, и расшифровки диаграмм записи глубинных регистрирующих приборов.
Оборудование лаборатории монтируется в кузове облегченной конструкции с утеплением из пенопласта типа К-66, установленном на шасси автомобиля ГАЗ-66; имеется бензоотопитель типа 0-30. СПЛ-1 приспособлена к работе в любых климатических условиях, а ее повышенная проходимость обеспечивает проведение работ в условиях отдаленных разведок. Для тарировки по давлению имеется гидростенд ГГЛ-1 на давление до 1000 кГ/см2, а для тарировки по температуре — термостатирующая установка ТУ-4 с воздушными термостатами до 200° С. Для расшифровки бланков глубинных приборов станция укомплектована компаратором, обеспечиващим точность отсчета ±0,1—0,05 мм.
Глубинные регистрирующие манометры МГИ и термометры ТГИ — геликсного типа; они имеют механизм задержки, обеспечивающий включение записи в момент проведения опробования с пластоиспы- тателем.
Манометры и термометры рассчитаны на давления до 1000 кГ^см2 и температуру до 250° С. Погрешность измерения ±0,5% от предела измерения.
ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К КОНСТРУКЦИИРАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН
Скважина представляет собой инженерное сооружение, от прочности конструкции которого в наибольшей степени зависит успешное выполнение процессов обработки пласта. На разведочной площади от применения пакера чаще всего отказываются, а процесс под высоким давлением (развиваемым на устье) выполняют непосредственно в колонне. Для таких случаев проектом разведочной скважины предусматривается подъем цементного раствора до устья и испытание ее герметичности на давление до 500 кГ1см? и выше.
Решающим условием создания прочной конструкции скважины является высококачественное цементирование эксплуатационной колонны.
В настоящее время, как правило, главным показателем, характеризующим качество используемого при цементировании скважин сухого цемента, считают механическую прочность цементного камня, и образцы из него обычно исследуют лишь на сопротивление разрыву и на изгиб. Между тем эти показатели, взятые изолированно от других важных физических показателей сухого цемента, не полностью отвечают требованиям Кроме того, прочность цементного кольца снижается в результате действия на него перфорации, применяющихся способов испытания (или освоения скважин) и агрессивности среды.
Очевидно, что цементный камень наряду с механической прочностью должен обладать: известной пластичностью, что исключает растрескивание камня при перфорации; низкой проницаемостью, благодаря которой предупреждается проникновение в камень пластовых газожидкостных смесей и их циркуляция в затрубном пространстве; устойчивостью к агрессии пластовых вод; способностью прочно сращиваться с породой, составляющей стенку ствола, и сцепляться с наружной поверхностью обсадных труб. Он не должен иметь усадочных деформаций и, наоборот, должен обладать способностью при твердении расширяться, а при старении с возрастом еще более упрочняться. Наконец, очень важным свойством цементного камня, имеющим исключительное значение для нефтегазоносных пластов с большой глубиной залегания, является его способность не терять заданных свойств и приобретенных технологических показателей в условиях высоких пластовых температур и очень больших давлений.
Следовательно, цементный камень должен быть достаточно пластичным, однородным, плотным, непроницаемым, долговечным, а цементный раствор, приготовленный на месте, иметь низкую водоотдачу.
Если цементный камень имеет большую проницаемость, а пласт — высокое давление, то вследствие снижения давления в порово-трещинной среде из-за контракции газ и жидкость из пласта проникают в поры цементного теста. В процессе формирования и дальнейшего твердения цементного камня в определенных случаях давление в его полостях снижается, т. е. создаются условия для проникновения газа и жидкости из пласта внутрь цементного камня. Установлено опытом, что проницаемость цементного камня 4—5 мд не служит причиной обводнения и является приемлемой нормой.
качестве норматива для механической прочности цементного камня рекомендуется сопротивление на изгиб образца, приготовленного из
портланд-цемента, 15 кГ[см2 и на сжатие 50 кГ(см2 [9]. Допустимый перепад давления на 1 м высоты цементного кольца, по некоторым опытным данным, не должен превышать 20 кГ/см2 [39].
Очень важно для сохранения качества цемента организовать доставку и хранение сухого цемента, предупреждающие его почву. Но, несмотря на это, перед цементированием он должен все же пройти повторный лабораторный контроль, а для восстановления своего качества, утраченного в период длительной транспортировки и при хранении на базах, — подвергнуться дополнительному помолу на специальных вибрационных установках*.
Устойчивое и надежное сооружение скважин определяется, конечно, не только высоким качеством сухого цемента, а всем комплексом процессов бурения скважины и цементирования обсадной колонны. Так, например, при наличии в разрезе больших толщ каменной соли приходится принимать специальные меры по сращиванию цементного раствора с породой. Каменная соль активно впитывает в себя пресную воду из цементного раствора. При контакте с пресной водой соль растворяется, а образующийся при этом рыхлый пограничный слой, который находится между наружным контуром цементного камня и породой, препятствует сращиванию с породой. И так как наружная поверхность цементного камня, насыщенная солью, твердеет быстрее, чем остальная цементная масса, то внутри камня вследствие неравномерного твердения цементного теста идет процесс растрескивания. Для предупреждения этого явления техническую пресную воду насыщают хлористым натрием. Специальными исследованиями УкрНИГРИ установлено, что этим путем сращиваемость цементного раствора с породой повышается в 60—70 раз.
Из многочисленных экспериментальных исследований известно, что даже большая скорость восходящего потока промывочной жидкости при ее циркуляции перед цементированием не способствует очищению стенок скважины от глинистой корки. Присутствующая же на стенках глинистая корка, естественно, препятствует сращиванию цементного раствора с породой и замедляет процесс гидратации и схватывания, т. е. формирование цементного камня. Следовательно, наличие глинистой корки на стенках скважин значительно снижает качество цементирования обсадных колонн, создает прямую угрозу грифонообразова- вия, прорыва в продуктивный горизонт посторонних вод и газа высокого Давления. Поэтому в обязательный комплекс подготовительных работ перед цементированием должна входить операция по удалению глинистой корки со стенок ствола одним из имеющихся средств (комбинированным химико-гидравлическим — см. главу X, § 4; механическим; с помощью гидропескоструйного аппарата).
Сращиваясь с горной породой, цементный камень одновременно должен прочно сцепляться с наружной поверхностью обсадных труб, образуя одно целое литое железобетонное тело, армирующее конструкцию скважины. Но гладкая наружная поверхность обсадных труб не способствует такому прочному сцеплению их с цементным раствором (силы сцепления для гладких труб, измеренные в лабораторных условиях, не превышают 0,7—1,4 кГ}см2у Поэтому для значительного повышения сцепления между ними необходимо по высоте подъема цементного раствора, и особенно на интервале пласта, подверженном обводнению, предварительно перед цементированием покрыть наружную поверхность обсадных труб смолопесчаной смесью (как это делают в НПУ Чапаевскнефть объединения Куйбышевнефть).
Отрицательно сказывается на результатах процессов цементирования кривизна ствола. При большой кривизне обсадная колонна распо-
Вибромельница СМ-515. Модель М200-45.
лакается в стволе так, что во многих точках прилегает к стенке. В процессе цементирования в места непосредственного соприкосновения колонны с породой цементный раствор проникнуть не может, поэтому на этих участках образуются вертикальные каналы. Нарушение соосности между обсадной колонной и стволом скважины вследствие кривизны и отсутствия центрирующих фонарей, как правило, влечет за собой одностороннюю заливку, эксцентричное расположение цементного камня и наличие в нем каналов, заполненных промывочной жидкостью.
В результате этого создается свободный доступ и возможность проникновения в нефтегазоносные пласты посторонних вод, а также условия для свободной циркуляции их в затрубном пространстве.
При цементировании может быть сильно снижена естественная проницаемость продуктивных пород, что недопустимо. Поэтому уменьшение высокой водоотдачи раствора и предупреждение проникновения в пласт воды (на которой цемент затворен) и частиц самого цемента относятся к одним из наиболее важных требований. В этом отношении цементные растворы, приготовленные по рецептуре, предложенной КФ ВНИИ (добавка к сухому портланд-цементу высококачественных глин), несомненно, заслуживают широкого экспериментирования в различных условиях нефтяных и газовых месторождений. Образующаяся смёсь из частиц цемента и глин создает слабо проницаемое тело. Применение таких растворов позволит предупредить поглощение их в пласт, сохранить естественную проницаемость продуктивных пород в процессе цементирования и увеличить высоту подъема цементного раствора в затрубном пространстве.
Механическая прочность тампонирующего материала, определенная без учета высоты цементного камня, образованного в затрубном пространстве, недостаточно полно характеризует общую устойчивость сооружения и особенно возможность безаварийного выполнения в скважинах процессов обработки пласта.
При формировании цементного камня должно быть принято во внимание, что наиболее опасным интервалом для его разрушения является непосредственно эксплуатационный забой скважины. В скважинах, разрабатывающих рыхлые, слабо сцементированные пески, разрушающие нагрузки появляются у эксплуатационного забоя вследствие выноса из пласта большого количества породы и оседания в связи с этим кровли нефтеносного пласта. В тех же скважинах, в продукции которых содержится пластовая вода, ее химическое воздействие на цементный камень особенно отрицательно проявляется в местах наибольших контактов, т. е. в зоне эксплуатационного забоя.
В процессах цементирования важное значение имеют скорости движения в затрубном пространстве цементного раствора. Величина их на разведочных площадях во многих случаях значительно ниже требуемых (0,5—0,7 м/сек вместо 1,5—2,0 м/сек)-, не всегда также выдерживается оптимальная разность плотностей цементного раствора и продавочной жидкости (не менее 0,2 г/см3).
Главными из подготовительных работ бурения и самого процесса цементирования обсадных колонн следует считать достижение цилиндрической формы поверхности ствола при проходке; очищения стенок эксплуатационного забоя от глинистой корки; соосности трубы и ствола и предупреждения эксцентричного размещения в затрубном пространстве цементного камня; требуемых скоростей движения цементной смеси в затрубном пространстве, обеспечивающих сплошность струи; разобщения с помощью буферного слоя (инертного по отношению к цементному раствору) цементного раствора и прокачивающей рабочей жидкости; наконец, заданной высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве и необходимой прочности цементного камня, в котором прежде всего отсутствуют раковины 'и полости.
Цементный раствор при правильной технологии цементирования превращается в затрубном пространстве скважины в крепкий цементный камень, прочность которого в процессе его твердения нарастает со временем.
Образовав в затрубном пространстве непроницаемую преграду, которая разобщает нефте- и газосодержащие горизонты между собой, цементный камень изолирует притоки посторонних вод, препятствует прорыву газа в нефтяные пласты, экранирует перетоки между нефтяными и газовыми пластами. Вместе с тем вокруг обсадной колонны цементный камень создает оболочку, которая согласно исследованиям, приведенным в работе [31], повышает прочность конструкции скважин на 25% (аналогичные данные подобных исследований получены также и в США).
Как видим, в конструкции скважины роль цементного камня не ограничивается лишь разобщением между собой .пластов; цементная оболочка, укрепляя колонну и составляя вместе с ней важный элемент крепления скважины, значительно упрочняет всю конструкцию скважины.
С точки зрения процессов, которые будут выполняться в скважинах в период их испытания, немаловажное значение во время производства буровых работ имеют режимы спуско-подъемных операций.
При спуске обсадных труб и бурильной колонны, когда продуктивный пласт обнажен, резкие колебания забойного давления, вызываемые буровыми процессами, должны строго регламентироваться.
Волна результирующего давления, возникающая при очень быстром спуске в скважину колонны бурильных или обсадных труб, может вызвать разрыв пласта, и тогда большое количество промывочной жидкости в зоне нарушения вытеснится в пласт и, конечно, ухудшит его фильтрационные свойства.
Герметичность конструкции скважин тесно связана с качеством смазочных материалов, применяющихся при их строительстве.
Низкокачественные сорта смазочных материалов, применяющиеся при сборке обсадных колонн, и особенно на трубопрокатных заводах, сильно снижают герметичность скважин.
Резьбомуфтовые соединения обсадных труб ’при спуске необходимо смазывать специальной уплотнительной смазкой, приготовленной на базе эпоксидных смол, рецептура которой составляется с учетом давления, температуры и целевого назначения скважин.
Для крепления газовых скважин требуется, чтобы трубопрокатные заводы поставляли обсадные трубы с заводской герметизацией резьбовых соединений с применением уплотнительных смазок, рецептура которых обусловлена заказчиком заранее.
Наконец, первостепенное значение для прочности конструкции имеет правильный выбор марки стали и толщины стенок обсадных труб, гарантирующих восприятие высоких давлений, развиваемых на устье скважин при обработке пласта без применения пакера.
Все перечисленные мероприятия, если они выполняются комплексно, позволяют значительно повысить нормы опрессовочных давлений при приемке скважин от предприятий по бурению, а также вводить дифференцированные нормы опрессовки обсадной колонны в зависимости от целевого назначения и требуемой прочности отдельных интервалов конструкции скважин в процессах обработки пласта.
В заключение следует подчеркнуть, что для повышения качества строительства скважин в первую очередь необходимо осуществлять процессы вскрытия продуктивных пород и последующий спуск обсадной колонны в самые сжатые сроки. Задержки в бурении осложняют ствол скважин, так как набухают глины и суживаются стенки, теряется их устойчивость, образуются каверны и осыпи.
ДИАМЕТР РАЗВЕДОЧНОЙ СКВАЖИНЫ
Диаметр разведочной скважины является основным показателем конструкции, который определяет технико-технологическую и экономическую стороны ее строительства, а также издержки, связанные с производством процессов испытания скважины.
На эксплуатационных площадях в связи с меняющимся характером режимов залежи и изменениями технологических показателей разработки пласта на ее различных стадиях очень часто задаются наибольшим диаметром нефтяной или газовой скважины.
При выборе диаметра для эксплуатационной скважины приходится считаться с многими факторами, прямо или косвенно влияющими на его величину. Среди них большое значение имеют: производительность скважин на разных стадиях эксплуатации залежи; габаритные размеры подземного оборудования, предназначенного для откачки из скважины нефти и газа, а также добываемой попутно воды; аварийность при эксплуатации; совместная разработка двух или нескольких пластов раздельным способом, характер планово-предупредительных ремонтов и их частота и др. При этом следует иметь в виду, что на эксплуатационных площадях в разные периоды разработки залежи требования к размерам подземного оборудования в связи с технологическими условиями разработки пласта сильно меняются. Например, на конечных стадиях разработки пласта с водонапорным режимом для более глубокой ее выработки в скважинах устанавливают форсированные технологические режимы работы, поэтому применяют подъемные установки, выбор габаритных размеров которых очень часто лимитируется именно рабочим сечением скважины.
Таким образом, между эксплуатационными и разведочными скважинами существуют принципиально важные отличия. Эксплуатационные скважины амортизируются за десятки лет, срок же использования разведочных скважин, как правило, намного короче. На выбор ее диаметра влияет значительно меньшее число факторов: глубина скважины, заданная проектом; стратиграфический разрез и геологический объект, подлежащий исследованию или испытанию.
Если с помощью разведочной скважины получили только данные о структуре залежи или установили наличие или отсутствие в разрезе пластов, содержащих нефть или газ, то ее функции во многих случаях на этом и заканчиваются. Поэтому для разведочной скважины не нужен такой большой конечный диаметр, как для эксплуатационной.
Главной конструктивной особенностью разведочных скважин, сильно отличающей их от эксплуатационных, является, следовательно, возможность бурения ствола малого диаметра с соответствующим уменьшением диаметра обсадных труб, используемых для крепления скважин. Крепление разведочных скважин колонной, составленной из обсадных труб диаметром 100 мм (Тюменское геологическое управление) и 75 мм (США), показывает громадный экономический выигрыш от их применения. При этом условия производства всех видов геологогеофизических и гидродинамических исследований, включая опробование встреченных притоков пластоиспытателем \ нисколько не ухудшаются.
Между тем для труднодоступной тайги и тундры, в Восточной Сибири, иногда бурят скважины диаметром почти 30 см с тем, чтобы через один-два месяца после окончания строительства и работ по испытанию скважину ликвидировать. Совершенно очевидно, что в этом отношении допускаются ничем не оправданные излишества.
1 Завод им. Володарского серийно выпускает пластоиспытатели КИИ-Гроз- УфНИИ размером 146 мм, а Сарапульский машиностроительный завод размером 95 и 65 мм.
48
Бурение скважин долотами уменьшенных и малых диаметров, особенно бурящихся для поисков залежей нефти, имеет исключительно важное значение для Восточной Сибири не только в отношении их экономики, но в первую очередь для выигрыша времени и ускорения темпов производства геологоразведочных работ на нефть и газ.
Здесь, как известно, преобладают трудно доступные районы, продолжительная и суровая зима, очень большие расстояния между разведочными точками и нередко полное бездорожье. Вследствие этого стоимость бурения разведочных скважин во многих районах Сибири оказывается очень высокой. Упрощение и облегчение конструкции скважин для этих условий являются, следовательно, существенным резервом снижения стоимости производства поисковых работ. Это позволит значительно снизить стоимость бурильной и обсадной колонн и материалов, потребляемых при строительстве буровых скважин, и, что особенно важно, повысить транспортабельность, а также облегчить доставку на бурящуюся точку всего используемого в бурении оборудования и материалов. Примером высокой эффективности бурения скважин уменьшенных и малых диаметров служит опыт бурения многих разведочных скважин в Тюменской области и опыт глубокого разведочного бурения в Башкирской АССР. Так, на площадях Башкирии долотами малых диаметров было пробурено около 600 000 м, закончено 388 скважин и открыто более 30 новых месторождений (табл. 5).
Таблица 5
Материал
Буровая установка УЗТМ (скважина большого диаметра)
Установка «Уфимец» (скважина малого диаметра)
Обсадные трубы, т ... .
103
40
Лесоматериал, м3
223
50
Цемент, т
130
17
Торф, т
48
15
Глина, т ..
550
70
Дизельное топливо, т . . .
162
90
Из табл. 5 видно, какой большой экономический эффект получается от бурения скважин малого диаметра.
Исключительное влияние оказывает избранный диаметр на техникотехнологические процессы и на выбор оборудования, труб разного сортамента и материалов как в процессе бурения скважины, так и при ее испытании.
Условия возбуждения притоков в разведочных скважинах часто вынуждают снижать уровень жидкости в них, вплоть до полного опорожнения скважины. При этом к прочностным показателям конструкции предъявляются особые требования.
Повышение же прочности конструкции скважин, кроме известных других мероприятий, сравнительно легче достигается именно при уменьшении диаметра скважины. В них высокие давления в процессах возбуждения притоков и обработки пласта можно развивать с большей гарантией безопасности, чем в скважинах с большими диаметрами эксплуатационной колонны.
Значительно повышается в таких скважинах скорость движения цементного раствора в затрубном пространстве даже при небольшом числе цементировочных агрегатов. А на отдаленных разведках, где для разовых процессов цементирования трудно одновременно доставить большое число насосных агрегатов, это имеет очень большое значение.
От диаметра скважин зависит выбор толщины цементного кольца Величина просвета между стенкой ствола и наружным диаметром 4 Г. T Овнатанов49
обсадной трубы ограничивается определенными оптимальными размерами. По нашим и зарубежным данным, оптимальная толщина цементного кольца находится в пределах 15—25 мм. Скважины уменьшенного и малого диаметра позволяют уменьшить толщину кольца до 6—12 мм. В таких скважинах лучше разобщаются между собой горизонты, насыщенные высоконапорными водами и газами высокого давления, и создаются для процессов цементирования исключительно благоприятные условия. Соосность ствола и обсадной колонны и высокие скорости движения цементного раствора, требуемые для создания высокопрочного цементного камня в затрубном пространстве, достигаются именно в скважинах малого диаметра.
Наконец, в скважинах с уменьшенным диаметром ствола можно вскрывать пласт и очищать забой от выбуренной породы при помощи сжатого воздуха с значительно меньшим числом компрессоров (одним- двумя вместо пяти-шести).
В разведочной скважине очень важно получить в процессе бурения устойчивый против разрушения ствол. Прочность стенок ствола для разведочной скважины имеет прежде всего большое экономическое значение. Устойчивый ствол позволяет исследовать геологический разрез и опробовать объекты с применением пластоиспытателя.
Наиболее опасной зоной, в которой очень интенсивно разрушаются горные породы, является контур скважины и прилегающая к скважине часть породы (область неупругих деформаций). Концентрация напряжений в этой области достигает максимума, и здесь развивается пластическая деформация.
Кроме физико-механических свойств горных пород на их устойчивость большое влияние оказывает диаметр пробуренной скважины.
Расчеты показывают, что величина перемещений или пластической деформации горной породы на стенке ствола уменьшается почти в 5 раз, если вместо долота №12 применить долото № 6.
Для отдаленных разведок и бурения скважин малого диаметра буровая установка также должна претерпеть важные конструктивные изменения: прежде всего снизится ее вес.
Конструкция облегченных буровых установок помимо прямой цели поможет на разведках решить ряд других важных технико-технологических задач.
Пока не будет закончен весь цикл строительства разведочной скважины, установленное оборудование может до конца находиться на разведуемой точке. По-видимому, в этих условиях нет необходимости дважды на одной точке (один раз для бурения скважины, другой — отдельно для ее испытания) производить строительно-монтажные работы, которые и без того на отдаленных разведочных площадях сильно удорожают конечный результат геологоразведочных работ и значительно оттягивают сроки получения необходимой информации о геологическом строении и нефтегазоносности площади.
Следовательно, буровая установка с такой конструкцией станка будет использована не только для бурения, но и, оставаясь на месте после бурения скважины, для производства всех работ в завершающих операциях.
Мероприятия по уменьшению диаметра разведочных скважин, а также приведению конструкций буровых установок в соответствие с требованиями производства буровых работ и работ по испытанию таких скважин снизят в общем балансе времени бурения скважин и их испытания непомерно высокие затраты времени на непроизводительные работы и вызываемые ими же простои; существенно улучшат условия труда буровых бригад и партий по испытанию скважин и резко повысят их производительность; значительно снизят сроки производства и издержки всего полного комплекса геологоразведочных работ на раз- 50
ведуемой площади, отдаленной от нефтегазодобывающих центров на тысячи километров.
Вместе с тем осуществление коренных сдвигов во всей техникотехнологической политике геологоразведочных работ на нефть и газ, вызванных изменением диаметра разведочных скважин, потребует, очевидно, выполнить большой объем конструкторских работ, лабораторных исследований, а также изменения в производстве многих изделий машино- и приборостроения, используемых в бурении. В свою очередь это позволит осуществить планомерный перевод разведочных партий на бурение скважин малого диаметра со специальных буровых установок, оснащенных необходимым комплексом бурового, режущего и ловильного инструмента, бурильных и обсадных труб, малогабаритных забойных аппаратов и механизмов для резания и измерительных средств и приборов.
Глава III
ТРЕЩИНОВАТЫЕ ПОРОДЫ.
КОЛЛЕКТОРЫ ТРЕЩИННОГО ТИПА
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКАТРЕЩИНОВАТОСТИ
Горные породы, рассеченные макро- и микротрещинами, называются трещиноватыми породами. Трещиноватость представляет собой разрывную деформацию, нарушающую сплошность пород.
В механическом отношении трещины подразделяются на трещины скольжения и трещины разрыва. Трещины скольжения связаны с соответствующими плоскостями скольжения и являются результатом действия касательных напряжений. Трещины разрыва перпендикулярны к направлению наибольшего удлинения большой оси эллипса. Поверхности их обычно неровные, бугристые.
Образование в горной породе трещин — результат взаимодействия внутренних сил сцепления и существующих в породе напряжений, вызванных горным давлением. Следовательно, их появление в горной породе необходимо рассматривать как результат разрежения существующих в ней напряжений, обусловленных действием внешних и внутренних сил.
Но такое определение сугубо механическое; оно не учитывает геологических факторов, без тщательного изучения которых нельзя понять явления трещинообразования.
Трещины широко развиты в недрах земной коры и свойственны всем горным породам. Исключение в этом отношении составляют лишь сыпучие породы, не имеющие межчастичных связей. Поэтому во многих исследованиях по формированию нефтяных и газовых месторождений большое место отводится методике изучения трещиноватых пород, их коллекторских свойств, морфологии самих трещин.
Установлено, что трещины, как правило, рассекают горную породу нехаотично. Распределение макро- и микротрещин имеет в породе определенную закономерность и образует относительно правильную геометрическую сетку. Системы параллельных микротрещин располагаются группами, удаленными одна от другой примерно на равные расстояния, которые колеблются в очень широких пределах: от нескольких миллиметров до 1 см и больше. Сеть естественных микротрещин в массиве получает при этом иногда очень большое разветвление.
В ориентировании микротрещин в пространстве, относительно простирания и падения слоев, а также в развитии систем микротрещин и их геометрии ведущая роль принадлежит тектоническому фактору.
В общем случае сетка микротрещин состоит из трех основных систем, имеющих взаимно перпендикулярное направление. Кроме основных систем встречаются системы микротрещин, секущие горную породу под углом к основным системам.
52
В трещинообразовании наряду с тектоническим фактором большое значение имеет также литологический фактор. Литологопетрографические особенности горных пород определяют частоту рас- сеченности породы трещинами и особенно величину раскрытости микротрещин на глубине. ”
На основании петрографических исследований разработана схема классификации микротрещин; последние подразделяются по величине раскрытости и частоты или интенсивности развития, по форме, по степени и материалу выполнения, по отношению к структуре и текстуре породы, по возрасту и происхождению.
По величине раскрытости, т. е. по ширине, трещины подразделяются на микротрещины (от 5 до 100 мк); волосные трещины (от 100 до 250 мк) и макротрещины (^250 мк).
Геометрия трещиноватости характеризует расположение систем и ориентировку трещин в породе, а также их конфигурацию.
Взамен широко применяющегося названия, характеризующего интенсивность развития трещиноватости в породе — густота трещин, для характеристики интенсивности будем пользоваться термином — частотность трещиноватости, а за меру частотности принимать частоту микротрещин. Частота микротрещин определяется количеством трещин, приходящихся на один линейный метр по нормали к поверхности, или может быть выражена количеством микротрещин, приходящихся на единицу площади. Обычно при определении частоты микротрещин пользуются формулой
« = Т = (Ш.1)
где L— расстояние между трещинами в см; I— длина трещин, секущих шлиф, в см; F — площадь шлифа в смг.
По форме микротрещины бывают прямолинейные, слабо и сильно извилистые, зазубренные. Микротрещины представляют собой протяженные каналы, ограниченные плоскими, волнистыми или сильно шероховатыми стенками.
Делятся они на открытые (зияющие), частично выполненные или выполненные полностью, а по заполняющему их материалу — на минеральные, заполненные битумом, или смешанные. Среди микротре- шин смешанного типа выделяется ряд разновидностей: микротрещины, на стенках которых имеются примазки битума, а внутри — минеральное вещество; микротрещины, в которых битум и минеральное вещество смешаны между собой.
По отношению к структуре горной породы микротрещины подразделяются на межзер.нистые и рассекающие обломочный материал, зерна карбоната или органические остатки.
По отношению к слоистости горной породы микротрещины подразделяются на секущие породу параллельно слоистости — горизонтальные, перпендикулярно слоистости — вертикальные, под углом к слоистости — наклонные.
По характеру разветвления различают неразветвленные, разветвляющиеся (перистые, дендритообразные), пересекающиеся трещины и трещины апофизы.
Наконец, микротрещины по условиям их происхождения классифицируются на тектонические, диагенетические и древнего выветривания. Трещины современного выветривания и разгрузки, как правило, развиты только у земной поверхности.
Микро- и макротрещины относятся к тем или иным формам, видам, подразделениям и, конечно, происхождению по совокупности петрографических и геологических данных, полученных на основе изучения каменного материала и комплекса промыслово-геофизических, гидроди-
намических и всех других методов исследований коллекторских свойств горной породы.
Тектонические трещины располагаются по выдержанным направлениям, образуют параллельные ряды, закономерно ориентированные по отношению к элементам складчатых структур и зон разломов, и хорошо прослеживаются в глубоких горных выработках, а также в образцах породы, поднятых из скважин.
Литогенетические трещины образуют очень сложный рисунок и ориентированы в основном перпендикулярно или под углом к плоскости напластования. Эти трещины не пересекают мощных толщ пород и, как правило, оканчиваются на границах отдельных пластов, обычно не выходя за их пределы. Образование литогенетических трещин обусловлено уменьшением объема породы при ее кристаллизации, обезвоживании и уплотнении. К этому типу трещин иногда относят образования типа сутурных швов и стилолитов, которые вместе с тем развиваются также и по тектоническим трещинам.
Кроме тектонических и литогенетических микротрещин, в породах нефтяных и газовых месторождений существуют микротрещины, образовавшиеся в результате выщелачивающего действия пластовых вод Пластовая вода с растворенными в ней солями является химическим агентом и может оказать сильное химическое и физическое воздействие на минеральный состав породы.
Воды, содержащие углекислоту и органические кислоты, растворяют карбонат кальция и магния, а также соли натрия и калия и, таким образом, образуют и расширяют каналы в породах. Такие трещины в сочетании с другими формами первичной и вторичной пористости в породе значительно увеличивают полезную емкость.
Процессы доломитизации, перекристаллизации и образования трещин и особенно процессы выщелачивания оказывают на коллекторские свойства пород положительное влияние. И, наоборот, процессы сульфа- тизации и кальцитизации, окремнения, выполнения открытых пор и микротрещин твердым битумом ухудшают коллекторские свойства, уплотняя пористые породы, и снижают коэффициент пористости породы до десятых долей процента. Наконец, трещины возникают и от движения жидкости и газа под высоким давлением в породах со слабой пористостью. Подобную трещиноватость в породе можно наблюдать, например, в мощных слоях каменной соли (Иркутский амфитеатр). По-видимому, газожидкостная смесь в известных условиях, создавая пути для своего передвижения, одновременно заполняет породу.
По результатам многих исследований установлено, что в горной породе интенсивность рассеченности трещинами наибольшая у доломитов и известняков, несколько меньшая у аргиллитов и убывает последовательно у сланцев, мергелей, алевролитов.
Следует иметь в виду, что сказанное справедливо, когда литологический фактор трещинообразования рассматривается в чистом виде. Воздействие на породы тектонических факторов, а также различных вторичных процессов может изменить характер рассеченности породы. Так, в известняках среднего девона Южно-Минусинской впадины в среднем на 1 м мощности разреза приходится 10—20 микротрещин, тогда как в верхнемеловых известняках на месторождении Карабулак (Чечено-Ингушская АССР) число их на 1 ж разреза достигает 33.
Относительный возраст микротрещин устанавливается исходя из характера их взаимопересечения, морфологии и вещественного состава заполнителя. В кембрийских отложениях Иркутского амфитеатра выделяют четыре основные генерации трещин, причем трещины различных генераций отличаются по заполняющему их материалу. К I, наиболее ранней генерации, относятся микротрещины, заполненные черным, нелюминесцирующим, сильно измененным и метаморфизованным би- 54
тумом. Трещины II генерации (секут трещины I генерации) выполнены минеральным веществом. К Ш генерации принадлежат микротрещины, заполненные темно-коричневым люминесцирующим битумом и пересекающие трещины I и II генераций. И IV генерация представлена открытыми микротрещинами с примазками желтого нефтяного люминес- цирующего битума. Открытые микротрещины секут микротрещины более ранних генераций или проходят внутри последних.
Рис. 8. Образец № 24 по скв. 2 Атов- ской площади (глубина 1950,8—1955,1 м, осинский горизонт). Доломит со сгустко- ®о-комковатой структурой, с сетью ветвящихся трещин, выполненных черным битумом (I генерация).Рис. 8. Образец № 24 по скв. 2 Атов- ской площади (глубина 1950,8—1955,1 м, осинский горизонт). Доломит со сгустко- ®о-комковатой структурой, с сетью ветвящихся трещин, выполненных черным битумом (I генерация).Рис. 9. Образец № 23 по скв. 2 Атов- окой площади (глубина 1950,8—1955,1 л, осинский горизонт). Доломит со сгуст- ковой структурой и -минеральной трещиной, заполненной доломитом (II генерация).
Рис. 8. Образец № 24 по скв. 2 Атов- ской площади (глубина 1950,8—1955,1 м, осинский горизонт). Доломит со сгустко- ®о-комковатой структурой, с сетью ветвящихся трещин, выполненных черным битумом (I генерация).
Рис. 8. Образец № 24 по скв. 2 Атов- ской площади (глубина 1950,8—1955,1 м, осинский горизонт). Доломит со сгустко- ®о-комковатой структурой, с сетью ветвящихся трещин, выполненных черным битумом (I генерация).
Трещины I генерации имеют сильно извилистую форму, напоминающую сутурные «швы». Средняя раскрытость их колеблется от 5 до 40 мк; располагаются они в породе в основном параллельно слоистости, реже под углом или перпендикулярно к слоистости и образуют сеть разветвлений. Битумные микротрещины I генерации, как правило, проходят между зернами карбоната или между форменными образованиями (сгустками, пятнами, комочками), реже рассекают эти образования и зерна.
По данным Н. Богородицкой, черный битум, выполняющий микротрещины I генерации, представляет собой нерастворимое органическое вещество высокой степени метаморфизации. Черное органическое вещество встречается не только в микротрещинах; оно часто располагается в каналах, составленных порами, образуя так называемый межзернистый битум (рис. 8).
Трещины II генерации прямолинейны или имеют слабо извилистую форму; располагаются в основном перпендикулярно, реже параллельно и под углом к слоистости или образуют сеть пересекающихся и разветвляющихся микротрещин, рассекающих зерна карбоната.
Минеральные микротрещины II генерации пересекают ряд мощных пластов или затухают в пределах маломощных пропластков. Раскрытость минеральных трещин колеблется от 10 до 300 мк. Выполнены эти трещины ангидритом, кальцитом, доломитом, каменной солью, гипсом, реже пиритом, целестином, флюоритом и кремнеземом (рис. 9).
Трещины III генерации имеют слабо извилистую форму; располагаются параллельно, перпендикулярно или под углом к слоистости, реже образуют сеть разветвлений. Ширина микротрещин III генерации колеблется от 5 до 100 мк. Они проходят не только между зернами карбоната, но часто рассекают их форменные образования (сгустки, комки, пятна), встречающиеся в породе, и более поздние эпигенетические минералы.
Рис. 10. Образец № 74 по скв. 31 -К Боханской площади. Доломит неравно- зернистый (тонко-мелкозернистый), глинистый, с вертикальной извилистой трещиной, заполненной темно-коричневым битумом (III 'генерация), и вертикальной открытой микротрещиной.Рис. 10. Образец № 74 по скв. 31 -К Боханской площади. Доломит неравно- зернистый (тонко-мелкозернистый), глинистый, с вертикальной извилистой трещиной, заполненной темно-коричневым битумом (III 'генерация), и вертикальной открытой микротрещиной.Рис. 'll. Образец № 756 по скв. 31 Осинской площади. Доломит неравнозернистый (топко-мелкозернистый) с горизонтальной извилистой микротрещиной, заполненной темно-коричневым люмине- сцирующим битумом (III генерация), и открытой микротрещиной с примазками желтого нефтяного битума (IV генерация).Рис. 'll. Образец № 756 по скв. 31 Осинской площади. Доломит неравнозернистый (топко-мелкозернистый) с горизонтальной извилистой микротрещиной, заполненной темно-коричневым люмине- сцирующим битумом (III генерация), и открытой микротрещиной с примазками желтого нефтяного битума (IV генерация).
Рис. 10. Образец № 74 по скв. 31 -К Боханской площади. Доломит неравно- зернистый (тонко-мелкозернистый), глинистый, с вертикальной извилистой трещиной, заполненной темно-коричневым битумом (III 'генерация), и вертикальной открытой микротрещиной.
Рис. 10. Образец № 74 по скв. 31 -К Боханской площади. Доломит неравно- зернистый (тонко-мелкозернистый), глинистый, с вертикальной извилистой трещиной, заполненной темно-коричневым битумом (III 'генерация), и вертикальной открытой микротрещиной.
Рис. 'll. Образец № 756 по скв. 31 Осинской площади. Доломит неравнозернистый (топко-мелкозернистый) с горизонтальной извилистой микротрещиной, заполненной темно-коричневым люмине- сцирующим битумом (III генерация), и открытой микротрещиной с примазками желтого нефтяного битума (IV генерация).
Рис. 'll. Образец № 756 по скв. 31 Осинской площади. Доломит неравнозернистый (топко-мелкозернистый) с горизонтальной извилистой микротрещиной, заполненной темно-коричневым люмине- сцирующим битумом (III генерация), и открытой микротрещиной с примазками желтого нефтяного битума (IV генерация).
Трещины III генерации выполнены темно-коричневым люминесци- рующим битумом. Под люминесцентной лампой битум светится желтым светом. По данным битуминологических исследований, битум сильно окислен и содержит очень мало масел (рис. 10). Темно-коричневый битум встречается также и в межзернистых пространствах и в канальцах вне связи с микротрещинами. Наибольшая концентрация темно-коричневого битума чаще всего наблюдается вблизи трещин III генерации.
Трещины IV генерации располагаются в породах параллельно, перпендикулярно или под углом к слоистости, реже имеют ветвящуюся форму, проходят внутри битумных или минеральных трещин или рассекают минеральные и битумные трещины.
Открытые микротрещины не только огибают, но и рассекают зерна карбоната, ангидрита, терригенного материала, кристаллы соли, а также форменные и вторичные минеральные образования, встречающиеся в породах (рис. 11). Количество открытых микротрещин в породах нижнего кембрия Иркутского амфитеатра увеличивается вниз по разрезу и достигает максимума в нижнемотско-ушаковском терригенном комплексе.
Примазки битума в трещинах IV генерации под люминесцентной лампой дают голубовато-белое свечение. Битум в микротрещинах I генерации, так же как и битум в трещинах III генерации, является вторичным.
Трещины смешанного типа, выполненные одновременно битумом и минеральным веществом, в разрезе нижнего кембрия имеют ограниченное распространение.
Литолого-петрографический анализ показывает, что характер и распределение микротрещин различны в карбонатно-сульфатно-соленос- ном комплексе пород. В карбонатно-сульфатно-соленосном комплексе пород присутствуют все типы трещин: битумные, минеральные, открытые и трещины смешанного типа; в терригенном—в основном открытые трещины с примазками желтого нефтяного битума.
По всему разрезу в целом больше всего распространены открытые трещины (44,6—53,2%), затем минеральные трещины (21—27,6%) и битумные трещины III генерации (11,7—16,7%); меньше всего трещин с черным нелюминесцирующим битумом (10,6—15,1%). Незначительное место занимают трещины смешанного типа (1,0—1,2%) (табл. 6).
Таблица 6
Разведочная площадь
Число исследованных образцов керна
Соотношение отдельных типов трещин, %
битумных (черных) I генерации
минеральных II генерации
битумных (коричневых) III генерации
открытых IV генерации
смешанного типа
Боханская
750
15,1
27,6
11,7
44,6
1,0
Парфеновская
200
11,3
21,0
13,6
53,2
1,2
Осинская
600
10,6
21,0
16,7
59,3
1,0
При определении коллекторских свойств трещиноватых пород в настоящее время в расчет принимаются только трещины III и IV генераций.
Микротрещинами рассекаются не только карбонатные, терригенные и сульфатно-карбонатные породы, но и каменная соль. Каменная соль изучалась в основном по разрезам Осинской и Парфеновской разведочных площадей. Все образцы соли из скважин оказались сильно трещиноватыми. В соли выделяется три генерации трещин: а) минеральные микротрещины, выполненные глинисто-карбонатным, глинистоангидритным или ангидрито-карбонатным веществом; б) битумные микротрещины, заполненные темно-коричневым люминесцирующим битумом; в) открытые микротрещины с примазками желтого нефтяного битума.
Размер пор в трещиноватых доломитах нижнего кембрия Иркутского амфитеатра колеблется от 0,02 до 0,05 мм. Это очень мелкие поры и они являются, по-видимому, первичными. Форма их неправильная, угловатая, реже округлая. Более крупные поры имеют размеры от 0,10 до 1,0 мм. Образование их обусловлено, по всей вероятности, вторичными процессами выщелачивания и эпигенетической перекристаллизацией.
Размеры каверн достигают 2,5—3,0 мм. Каверны имеют угловатую, неправильную, реже округлую форму. Поры и каверны полые или выполнены минеральным веществом, на их стенках редко наблюдаются примазки темно-коричневого или желтого битума, они изолированы или, наоборот, связаны между собой проводящими соединительными микротрещинами. Для горной породы существует понятие наименьшего объема (и наименьшей площадки), за пределами которого она представляет собой не породу, а лишь отдельные минералы, из которых порода сложена.
Наименьший объем породы, который можно рассматривать и изучать как горную породу, называют элементарным объемом.
Очевидно, что в пределах некоторого малого объема породы количество включенных в него зерен или кристаллов, цемента, пор, группировок зерен по размерам, сочетанию их с цементом и между собой будет случайным. Но элементарный объем по условию должен обладать всеми свойствами породы, которую он представляет. Поэтому размер его должен быть достаточным для того, чтобы наличие в нем всех характерных для данной породы структурных и текстурных элементов и их соотношений в образце соответствовало породе в массиве.
Шлифы, изготовляемые для изучения горных пород из отобранных в массиве образцов, должны иметь размеры, позволяющие установить вещественный состав породы, ее структуру, текстуру и все виды и формы полезной емкости. В них изучается трещиноватость, устанавливается характер заполнения, связь микротрещин между собой, наконец, зависимость трещиноватости от литологических и других особенностей породы.
По-видимому, для возможностей именно таких детальных исследований трещиноватых пород нефтяных и газовых месторождений, по предложению ВНИГРИ, площадь шлифа увеличена до 20 см2 [20, 28, 32, 77, 94].
ОСОБЕННОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ ТРЕЩИННОГО ТИПА
Нефтяной или газовый пласт, в котором связь со скважиной осуществляется через микротрещины, относится к классу коллекторов трещинного типа. Коллекторы трещинного типа приурочены к различным геологическим регионам — платформам, периферийным зонам складчатых сооружений, межгорным впадинам и предгорным прогибам.
Чрезвычайно широк стратиграфический диапазон распространения коллекторов трещинного типа. Они прослеживаются, начиная от образований докембрийского периода и кончая геологическими образованиями четвертичного возраста. Эти коллекторы связаны с различными литологическими разностями пород — известняками, доломитами, сланцами, песчаниками.
Коллекторы трещинного типа на площадях, на которых производились экспериментальные исследования, отличаются крайне низкой пористостью, не превышающей 3—5%. Однако в таких породах нередко глубинными дебитомерами и расходомерами устанавливается очень высокая проницаемость, что, очевидно, связано с обнажением зон интенсивного развития трещиноватости. В Куйбышевской области, например, отмечена связь между простиранием основной системы трещин продуктивных пород и расположением на структуре нефтяных скважин с высокой производительностью [4].
На промыслах Ишимбайнефти (Башкирская АССР) в самой начальной стадии разработки продуктивных пород рифогенных отложений, представленных так называемыми ситчатыми известняками, очень характерны в отношении производительности были три скважины, расположенные на расстоянии 75 м одна от другой: скв. 106, 7 и 19/22. Дебит первой составлял 600 ijcyiKU, второй 3 т^утки, а третья скважина продукции не давала.
А. Трофимук в работе, посвященной месторождениям нефти Башкирской АССР, указывает на крайнюю неравномерность распределения пластовых давлений и производительности в скважинах, дающих нефть из коллекторов трещинного типа. Примером локального минимума пластового давления может быть очень характерная в этом отношении скв. 105 (на месторождении Кинзебула'тово), расположенная в своде структуры. Она имела пластовое давление всего лишь 13,8 кГ1см2, 58
в то время как в окружающих ее со всех сторон шести скважинах пластовое давление было не менее 24 кГ^см2, а в отдельных скважинах повышалось даже до 37 кГ^см2.
Понижение проницаемости в некоторых случаях объясняется последующим отложением в порах и полостях кальцита. По этим причинам продуктивность скважин, разрабатывающих один и тот же пласт, может сравнительно на коротких расстояниях меняться в 5—10 раз.
Широкие пределы колебания производительности скважин и пластовых давлений свидетельствуют о развитии в горной породе главного направления трещин и о слабой взаимной связи между отдельными зонами коллектора в других направлениях. Они могут быть также следствием развития в породе сети микротрещин небольшого протяжения или микротрещин с низкой частотностью, но большой протяженностью.
Скв. 58 в Карабулаке (Чечено-Ингушская АССР) поглотила 500 м3 глинистого раствора. Вместе с тем в находящихся в совершенно идентичных условиях скв. 29-А, 36-А, 57, расположенных рядом, поглощений совсем не наблюдалось. Это можно объяснить только особенностями ориентации в пространстве трещинной рассеченности горных пород, существующей в самом массиве продуктивной толщи.
Скв. 30, несмотря на большую закачку в нее цементного раствора (для ликвидации поглощений) и поглощение 850 м3 глинистого раствора, вошла в эксплуатацию без каких-нибудь серьезных затруднений. По-видимому, она рассекла разрез продуктивных пород по линии развития главной системы микротрещин.
В сводовой части структуры, с которой связано это месторождение, скважины вообще вводятся в эксплуатацию даже без обработки пласта, а уже на крыльевых и периклинальных окончаниях залежи при их вводе встречаются очень большие трудности. Этот факт подчеркивает более развитую трещиноватость на этом месторождении на своде. Однако возможны обратные явления, когда повышенная частотность трещиноватости может оказаться и за пределами сводов структур. При разработке коллекторов трещинного типа на нефтяных месторождениях СССР выявилось немало высокодебитных скважин, расположенных не в сводах, а на крыльевых и периклинальных частях структур.
В Советском Союзе большое значение в добыче нефти из трещинных коллекторов имеет упоминавшееся месторождение нефти в меловых отложениях Карабулак-Ачалуки.
Свыше 25% всей нефти в Куйбышевской области также добывается из коллекторов трещинного типа. В числе других, менее значительных месторождений подобного типа, следует упомянуть месторождения нефти Дагестанской АССР (Заманкул, Селли, Раша) и месторождения нефти Восточных Карпат.
В ряде стран нефть добывается почти целиком из трещинных коллекторов. В странах Ближнего и Среднего Востока скважины, разрабатывающие залежи нефти в коллекторах трещинного типа, по величине производительности равных себе в мире не имеют (до 10 000 т!сутк,и).
За последнее десятилетие в США также введено в разработку достаточно большое число площадей с коллекторами трещинного типа. В Пермском бассейне, на месторождении нефти Спраберри (Западный Техас) был открыт уникальный как по размерам, так и по продуктивности трещинный коллектор, представленный чередованием песчаников, алевритов и известняков средней перми. Кроме этого, открыты залежи нефти в Санта-Мария в Калифорнии и др.
Среди газовых месторождений с коллекторами трещинного типа в СССР ведущее место продолжает занимать крупное газовое месторождение Шебелинское (Украинская ССР). Однако природный газ на этом месторождении приурочен не только к трещинным, но и к коллекторам порового типа.
С точки зрения задач вскрытия и обработки пласта все многообразие существующих в природе нефть- и газсодержащих коллекторов целесообразнее всего объединить в два основных больших класса, отличающихся между собой условиями течений жидкости и газа в пласте, геометрией дренажной системы и особенно траекторией п)ти, но которому газ или нефть поступают к эксплуатационному забою, т. е. по характеру связи, образующейся у скважины с пластом при его вскрытии, во время испытания скважины и ее эксплуатации.
Поровые коллекторы. Это коллекторы, в которых нефть и газ из пласта поступают в скважину по бесконечному числу тончайших капиллярных каналов, образованных порами. В этих коллекторах свободной емкостью природного хранилища нефти и газа, естественно, является поровая емкость.
Поровое пространство столь сложно и неоднородно, что трудно- представить его геометрию. При рассмотрении под микроскопом, оно меняется не только в разных шлифах, но и в одном шлифе от одной поры к другой.
Складывающиеся из пор тонкие нити капиллярных каналов берут свое начало как бы у эксплуатационного забоя. От этого искусственного центра, созданного в массиве продуктивной породы горной выработкой (скважиной), нефтеподводящие каналы расходятся и разветвляются в беспорядочно переплетающуюся во всем объеме пласта дренажную сеть.
Течение нефти (газа) в пористой среде можно представить себе как течение во множестве взаимосвязанных капилялров, хаотически распределенных в массиве горной породы. Из их суммы в призабойной зоне составляется общий поток, который, двигаясь через всю толщу продуктивной породы, достигает эксплуатационного забоя скважины.
В поровых коллекторах число капиллярных каналов, устанавливающих связь с эксплуатационным забоем скважины, очень велико.
В поровом типе коллектора особо отличаются своей ухудшенной проницаемостью коллекторы с большим содержанием глинистых минералов в породообразующем материале, особенно в монтмориллоните. Даже песчаники с большой примесью глин вследствие набухания, сокращения поперечного сеченья свободной емкости пор и роста удельной поверхности глин, а также значительного увеличения в суммарной величине действующих сил доли капиллярных сил образуют для течения жидкости, особенно пресной воды, непреодолимые барьеры Меньшую опасность в этом отношении для таких пород представляют концентрированные минерализованные растворы, течение которых не вызывает больших потерь живого сечения пор. Наибольшую проницаемость породы с таким составом породообразующего материала имеют для газа.
Эти коллекторы вследствие своей высокой чувствительности к воде называются водочувствительными коллекторами.
Трещинные коллекторы. Трещинная емкость в трещиноватых породах составляется всеми существующими в них порами и полостями. Отличаются коллекторы трещинного типа от поровых главным образом характером подводящих каналов, которыми устанавливается у скважины с пластом полноценная связь. Эта связь образуется не массой тончайших капиллярных каналов, как в поровых, а несколькими или в лучшем случае десятками микротрещин, приходящихся на 1 ж мощности пласта.
Механизм течения нефти (газа) в трещиноватых породах, имеющих низкую межзерновую проницаемость, очень сложен.
Системой микротрещин толща карбонатных пород разбивается на многочисленные блоки. В связи с возникновением депрессии давление в микротрещинах снижается интенсивнее, чем внутри блоков, а образо- 60
вавшаяся разность давлений вызывает течение нефти и газа из пор и полостей вначале в результате их упругого расширения, а в последую- лщм вследствие появления внутри блоков газовой фазы.
Переток нефти (газа) из всего массива природного резервуара к микротрещинам вызывается, следовательно, наличием разности давлений внутри блоков и в микротрещинах.
Естественный резервуар в этих породах через сложные сплетения соединительных каналов питает микротрещины, по которым нефть (газ) далее двигается к эксплуатационному забою. В коллекторах трещинного типа течение нефти (газа) к эксплуатационному забою происходит как бы в две стадии.
Другая характерная особенность коллекторов трещинного типа заключается в природе пород, образующих эти коллекторы. Это главным образом карбонатные породы с их способностью растворяться в кислоте, благодаря чему их можно подвергать искусственному воздействию и существенно улучшать коллекторские свойства.
На Яблоновском месторождении средняя проницаемость пласта I Кунгурского яруса по керну равна 10 мд. Проводимость открытых микротрещин, определенная по керну, равна 23 мд, а после кислотной обработки, уже по промысловым данным, она составляет 150— 250 мд [13].
Проницаемость керна, содержащего микротрещины, намного выше, чем проницаемость тех образцов, которые не рассечены трещинами. Проводимость микротрещин определяется, как это следует из работ советских исследователей и зарубежных авторов, раскрытостью микротрещин, частотностью трещиноватости, а также общим характером развития микротрещин в породе.
Для изучения характера трещиноватых пород и их проводимости кроме основных методов исследования, о которых было сказано, большое значение имеют наблюдения и исследования, выполняемые непосредственно в процессе бурения скважин.
В трещиноватых коллекторах, так же как и при проходке в коллекторах порового типа~ поглощение ПТромывочнои~Т1^ иногда умеренное, а инод^а^очень сильное и
При проходке в них такие факты "должны регистрироваться "самым тщательным образом. Иногда во время проходки отмечаются лишь небольшие провалы инструмента; в других случаях провалы инструмента достигают 2 м и более.
На ряде месторождений Юго-Западного Ирана независимо от неф- тенасыщения продуктивных пород, пока бурением не вскрыты трещины (вскрытие которых сопровождается полной потерей циркуляции), дебит скважин очень низкий или они вовсе непродуктивны.
Коллектор месторождения Ага-Джари на всем своем протяжении отличается очень высокой пропускной способностью. По этому месторождению приводятся сведения о гидродинамической связи участков, отдаленных один от другого на 80 км и больше.
Микротрещины имеют нередко довольно большую протяженность. В Иркутской области из скважины был извлечен керн, в котором длина трещины достигала 1,5 м.
В Западном Техасе [43] в доломите Элленбергер (кембрий) из одной скважины был извлечен керн длиной И м, который по всей длине был рассечен вертикальной трещиной.
Аналогичные факты отмечались и на месторождении Киркук (Ирак). Нефтяное месторождение Киркук сложено трещиноватыми известняками. Трещины здесь тянутся на десятки и сотни метров и местами переходят в каверны, заполненные нефтью и водой. На месторождении интенсивность трещиноватости пород получила такое развитие, что внезапное исчезновение промывочной жидкости при бурении
61
считается явлением вполне нормальным. Эксплуатационные скважины обычно заканчиваются именно на этом этапе.
То же самое наблюдается на нефтяных месторождениях Ирана. Стоит, например, в известняках асмари долоту углубиться еще на несколько сантиметров от последнего забоя, как происходит катастрофическое поглощение промывочной жидкости, и на этом месте дальнейшее бурение прекращают, а скважина непосредственно с этого интервала вступает в нормальную эксплуатацию.
По установившимся здесь представлениям, глубины, на которых происходит потеря циркуляции, характеризуются высокочастотной трещиноватостью пород и, следовательно, хорошей продуктивностью. Таким образом, кавернограммы, диаграммы механического и кернового каротажа и комплекса промыслово-геофизических исследований, посадки, затяжки бурового инструмента, нередко провалы его на 1—3 м и даже потери циркуляции промывочной жидкости, интенсивность ее поглощения, наконец, самопроизвольные выбросы во время проходки из скважин являются достаточными признаками, указывающими на высокую продуктивность обнаженного коллектора. И если такие признаки оказываются не единичными, а повторяются, то на основе этих данных можно уверенно выделять в геологическом разрезе нефтегазоносный пласт.
Однако для окончательных выводов при вводе залежи в пробную эксплуатацию одной-двумя скважинами очень большое место кроме этих данных должно быть отведено исследованиям характера притоков.
На Иранских месторождениях запасы нефти в известняках приурочены к порам и полостям. Микротрещины здесь выполняют роль подводящих каналов.
Выделившийся при течении нефти из раствора газ поднимается по микротрещинам в сводовую часть пласта, образуя в этой зоне структуры газовую шапку; нефть по трещинам течет к эксплуатационному забою, а движущаяся по микротрещинам вода занимает нижние зоны пласта. Оставшаяся внутри блоков нефть постепенно вытесняется в микротрещины вследствие капиллярной пропитки и действия гравитационных сил.
В зоне газовой шапки нефть вытесняется аккумулирующимся газом, в первую очередь из трещин, а остаточная нефть поступает в трещины под действием гравитационных сил.
Таким образом, отнесение коллекторов из известняков асмари к трещинному типу подтверждается изучением кернов, потерями промывочной жидкости в процессе бурения, очень высокой продуктивностью и темпами роста давлений после остановки скважин, а также исследованиями их на приемистость и продуктивность. Выдержанные многодебитные притоки при низких депрессиях так же, как и быстро восстанавливающаяся дальняя гидродинамическая связь внутри пласта, указывают на наличие системы связанных между собой трещин.
Хотя добыча из скважин на промыслах Ирана очень высокая, но вследствие низкой проницаемости породы и невозможности осуществить процессы заводнения, по оценке специалистов, коэффициент нефтеотдачи из разрабатывающихся в настоящее время нефтяных месторождений не превышает 20—25% [69].
Именно подобные месторождения нефти и газа, коллекторы которых представлены трещиноватыми породами с очень низкой межзерновой проницаемостью, вызывали еще не так давно сомнение в своей промышленной ценности. Кажется парадоксальным, что плотные, почти непроницаемые породы могут давать промышленные притоки нефти и газа; поэтому (например, в Белорусской ССР) в ряде случаев 62
годами велись бесполезные поиски несуществующих горизонтов «нормально» пористых песчаников.
В работах УфНИИ была показана возможность существования в терригенных породах коллекторов порово-трещинного типа, каналы связи у которых образуются порами и трещинами [1]. Дренирование в таких коллекторах может происходить в пористой и трещинной средах одновременно. Для порово-трещинного типа коллектора вследствие трудностей его выявления особо важное значение имеют петрографические исследования.
Основываясь на петрографических исследованиях, коллекторы этого типа уверенно устанавливаются промысловыми гидродинамическими исследованиями по объемному расходу вытесняющейся в пласт рабочей жидкости и по давлению вытеснения. При предельном значении последнего микротрещины раскрываются и весь основной поток рабочей жидкости устремляется к ним, поэтому приемистость скважины сразу подскакивает, достигая значительных размеров.
§3. РАСКРЫТОСТЬ МИКРОТРЕЩИН В ПРИРОДНЫХ УСЛОВИЯХ. ЕМКОСТЬ МИКРОТРЕЩИН
Трещины, выполненные всевозможными вторичными образованиями (кальцитом, ангидритом, каменной солью), следует отнести к таким, которые без применения обработки пласта не могут участвовать в процессах дренирования. Раскрытость их, по существу, контролируется размерами твердого агента (количеством и диаметром зерен), размещаемого в микротрещине в процессе обработки пласта. Мерой раскры- тости трещин в инженерных расчетах служит их ширина.
Как полноценные подводящие каналы, в дренировании принимают участие сразу же после возбуждения притока или несколько позже (после принудительного раскрытия) только микротрещины, выполненные подвижным люминесцирующим битумом, или же открытые зияющие микротрещины.
Раскрытость зияющих микротрещин обусловлена двумя основными факторами. Во-первых, так же, как и все другие формы микротрещин, она зависит от состояния напряженности породы и, во-вторых, от действия экранирующих элементов, разобщающих отдельные локальные микротрещины от пластовой системы и препятствующих проникновению в них нефти и газа. Изолированные микротрещины в пласте так же, как и другие полости в породе, несомненно, заполнены жидкостью, природным газом или углеводородными парами.
Поэтому, учитывая напряженное состояние горной породы, можно считать, что стенки открытых микротрещин отодвинуты одна от другой точно на таком расстоянии, на каком находятся между собой стенки микротрещин, заполненных нефтью или газом.
Вообще же на глубине микротрещины имеют очень небольшую раскрытость, а у эксплуатационного забоя они могут находиться даже в нацело сомкнутом состоянии. С. А. Христианович считает, что стенки микротрещин плотно зажаты под действием горного давления [30]. Этого же взгляда придерживается ряд «других исследователей. Малое значение трещинной емкости объясняется ими именно малой раскры- тостью трещин, которые на глубине 1000 л<, как правило, не превышают 100—200 мк [43].
Для одного из месторождений США трещинная емкость для площади 16 га составила по расчету всего лишь 81 л*3.
Из табл. 7 (заимствованной из работы [20]), составленной по пяти различным районам СССР, видно, что колебания в раскрытости микротрещин (открытых и заполненных битумом) невелики для различных литологических разностей горных пород. Независимо от состава пород
63
ПородаПородаБухаро- Хивинская область (верхняя юра)Башкирское Приуралье (нижняя пермь)Южно-Минусинская впадина (средний девон)Карабулак (верхний мел)5-20141821-235-2022—15-28——————————1716———15———15——————■———Бухаро- Хивинская область (верхняя юра)Башкирское Приуралье (нижняя пермь)Южно-Минусинская впадина (средний девон)Карабулак (верхний мел)5-20141821-235-2022—15-28——————————1716———15———15——————■———Иркутский амфитеато (нижний кембрии)Иркутский амфитеато (нижний кембрии)14-18 16-1814 12-21 13—2117 25-8014-18 16-1814 12-21 13—2117 25-80
Порода
Порода
Бухаро- Хивинская область (верхняя юра)
Башкирское Приуралье (нижняя пермь)
Южно-Минусинская впадина (средний девон)
Карабулак (верхний мел)
5-20
14
18
21-23
5-20
22
—
15-28
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
17
16
—
—
—
15
—
—
—
15
—
—
—
—
—
—
■—
—
—
Бухаро- Хивинская область (верхняя юра)
Башкирское Приуралье (нижняя пермь)
Южно-Минусинская впадина (средний девон)
Карабулак (верхний мел)
5-20
14
18
21-23
5-20
22
—
15-28
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
17
16
—
—
—
15
—
—
—
15
—
—
—
—
—
—
■—
—
—
Иркутский амфитеато (нижний кембрии)
Иркутский амфитеато (нижний кембрии)
14-18 16-18
14 12-21 13—21
17 25-80
14-18 16-18
14 12-21 13—21
17 25-80
Известняк органогенный
Известняк тонкозернистый, доломито вый
Известняк органогенно-доломитовый
Доломит разнозернистый
Доломит неравномернозернистый .
Мергели
Аргиллиты и сланцы
Песчано-алевролитовые породы . .
Ангидрите-доломитовые породы . .
Соли
раскрытость микротрещин не превышает 20—30 мк, иногда лишь достигая 80 мк.
Н. Калачевой по Иркутскому амфитеатру [32] и Т. В. Дорофеевой по Южно-Минусинской котловине [28] приводятся данные, из которых видно, что раскрытость микротрещин выше 70 мк почти не наблюдается.
Непосредственно из своих практических наблюдений к такому же выводу приходит Г. К. Максимович, который считает, что ширина сообщающихся между собой трещин должна быть значительно меньше 1 мм [47].
Ю. Н. Васильев, выполнивший по раскрытости трещин для пород в Кинельнефти (Яблоновское месторождение Куйбышевской области) большой объем экспериментальных исследований, результатами своих исследований также подтверждает этот вывод.
Очевидно, раскрытость трещин в большой степени зависит от глубины залегания залежи и процессов уплотнения. В отношении последнего имеется достаточно много исследований, хотя они относятся к глинам. Э. А. Прозорович [79] в ряде своих работ на большом материале Апшеронского полуострова показал наличие явной связи, существующей между уплотнением горных пород и глубиной их залегания.
Интересные сведения о характере уплотнения глинистых образований (косвенно указывающие на связь раскрытости с глубиной) были получены Л. Эзи [10] по более чем 2200 образцам, отобранным в скважинах в широком интервале глубин от 500 до 2000 м. Математическая обработка результатов опытных исследований позволила ему установить, что плотность глин изменяется строго с глубиной их залегания, и связь эта выражается логарифмической функцией.
Достаточно большое уплотнение глин происходит на глубине 150 м\ на глубине около 300 м первоначальный объем глин уменьшается на 20%. Хотя в последующем объем глин уменьшается уже несколько медленнее, чем вначале, тем нЬ менее в глинистых образованиях наибольшее сокращение объема достигается на глубинах до 900 м.
Л. Эзи построены специальные графики зависимости пористости песчаных и глинистых осадков от глубины залегания.
По данным многих исследователей, установлено, что пористость разреза продуктивной толщи Апшеронского полуострова, разбуренного скважинами в широких пределах глубин от 60 до 5200 м, уменьшается с некоторыми незначительными колебаниями от 25% (в верхних горизонтах продуктивной толщи) до 12—14% (в нижних горизонтах).
В результате уплотнения — сложного и длительного геологического процесса — значительно изменяются мощность и плотность как первоначально накопившегося осадка, так и уже достаточно уплотнившейся горной породы.
Таким образом, вопрос о раскрытости микротрещин нужно, очевидно, решать в неразрывной связи с наиболее важным фактором, в значительной степени определяющим эту величину, а именно, с учетом глубины залегания изучаемой залежи. Она обусловлена прежде всего напряженным состоянием горных пород и условиями залегания нефтегазоносных пластов, находящихся глубоко в земной коре, где величина горного давления в породе составляет минимум 400—500 кГ{см2.
Во ВНИГРИ при анализе корреляционных связей между количественными соотношениями и сравнительном сопоставлении ориентировок макро- и микротрещин было установлено их общее генетическое родство. Это послужило основанием для вывода о том, что зонам повышенной трещиноватости, выделенным по макротрещинам (в обнажениях), соответствуют зоны интенсивности развития микротрещин (на глубине), а раскрытость микротрещин одинакового генетического происхождения с глубиной залегания породы существенно уменьшается.
Экспериментальные работы на Ярегском месторождении в Коми АССР, на нефтешахте № 3 Ухтокомбината, где нефтяная залежь приурочена к III классу верхнеживетских отложений среднего девона, велись на глубине 150—200 м. Здесь было установлено следующее [63].
После гидравлического разрыва пласта в специально пробуренной для этого скважине диаметром 102 мм и глубиной 153 м залежь была обнажена горными выработками. Естественную трещину, в которой разместился меченный изотопами кварцевый песок, обнаружили в выработке при помощи радиометрической съемки. В результате замера по всей трассе установили, что ширина трещины в этой глубине различна и изменяется от 1 до 3—4 мм и только в отдельных местах доходит до 15—20 мм.
А. А. Трофимук для залежи, находящейся приблизительно на такой же глубине в Карлинском месторождении нефти (Башкирской АССР), считает, что емкость коллектора этой залежи составляют открытые зияющие трещины, рассекающие породу в различных направлениях.
Промышленные запасы нефти такого типа месторождений почти целиком определяются емкостью вторичного происхождения. И это действительно может быть так, потому что глубина залегания нефтеносных пород на этом месторождении составляет всего лишь 250 м. Но уже для другого нефтяного месторождения (Месджид-и-Сулейман в Иране), глубина залегания нефтеносных пород, в котором на 108 м больше, чем в Карлинском, и составляет 358 м, по мнению А. А. Тро- фимука, только 30—40% нефтенасыщенного пространства относится к трещинной емкости, а остальная часть дренирует через те же трещины из пористых насыщенных нефтью известняков [102].
Ф. И. Котяховым приводятся данные по пласту PC глубиной залегания 466 м на месторождении Рипне (Украинская ССР). Им подсчитано, что емкость самих трещин составляет только 41,5% от промышленных запасов нефти, содержащихся в поровой емкости этого пласта [37].
Из приведенного совершенно очевидна явная тенденция к значительному уменьшению объема трещин и, следовательно, их раскрытости (Карлы, глубина 250 м, полезная емкость всего пласта слагается только из трещинной емкости; Рипне, глубина 466 м, запасы нефти про- мышленных категорий трещинной емкости составляют уже только
Нетрудно показать, что с дальнейшим увеличением глубины нефтегазоносных пластов роль трещинной емкости все больше снижается 5 Г. T Овнатанов се
и, наконец, начиная с определенных глубин залегания пласта вовсе- сводится на нет.
Так, в Южно-Минусинской котловине в скв. 1 глубиной до 2700 м при открытом забое мощностью 300 м емкость всех микротрещин, подсчитанная для этого интервала в радиусе 1 м (в глубь пласта от стенок), составляет всего лишь 1,4 ма, а общий объем микротрещин в радиусе 1 м от стенок скв. 2 Атовской площади при мощности продуктивных пород 48 м оказался еще меньше — 0,042 м3.
Небольшие глубины (200—400 м) для нефтегазовых месторождений, находящихся в разработке, в настоящее время являются большой редкостью. Глубины же, на которые теперь следует ориентироваться при определении полезной резервуарной емкости пласта и величины раскрытости микротрещин, составляют минимум 1000 м. Для таких глубин микротрещины имеют раскрытость, пределы которой измеряются только десятками микрон.
Уже давно предполагали, что песчаник девонских отложений в Туймазах (Башкирская АССР) при глубине залегания 1800 м достаточно интенсивно рассечен только микротрещинами. Но при визуальном осмотре микротрещины в керне почти не обнаруживались. Вместе с тем при фильтрации их роль долгое время оставалась незамеченной и на производительности скважин не отражалась (если специальных, конечно, мер по раскрытию трещин не принималось).
Только много лет спустя, как уже указывалось, при исследовании водонагнетательных скважин на этом месторождении было установлено, что производительность их только в определенных интервалах устьевого давления подчиняется линейному закону Дарси. С увеличением давления нагнетания воды (применяющейся для поддержания пластового давления) до предельных значений микротрещины раскрываются, а при дальнейшем повышении давлений раскрытость их увеличивается. При этом было отмечено, что этот процесс имеет обратимый характер, т. е. при снижении давления фильтрация воды протекает снова по линейному закону. Этим экспериментально был доказан факт раскрытия и расширения микротрещин, существующих в песчанике девона на Туймазинском месторождении нефти, благодаря чему при определенных условиях приемистость водонагнетательных скважин этой площади увеличивается в 2—3 раза и более [1].
То же заметили на месторождении Долина (Украинская ССР) с глубиной залегания продуктивного пласта 2600 м, в отношении которого долгое время утверждалось, что продуктоподводящими каналами связи пласта со скважиной являются трещины [55].
Поскольку нефтьсодержащие породы находятся на большой глубине, где горное давление достигает 600—800 к,Г1см2, раскрытость трещин при этом, естественно, в несколько раз меньше, чем на поверхности, поэтому их роль (без обработки) как каналов связи практического значения не имеет.
Из сказанного можно заключить, что по мере углубления в недра земной коры и при отсутствии АВПД все формы полезной емкости пласта, которыми данная горная порода характеризуется, уменьшаются в своем объеме. У каверн или карстовых полостей вследствие криволинейной поверхности устойчивость, предохраняющая их от разрушения, больше, и поддерживаются они опорами, оставшимися от вторичных процессов выщелачивания. Существуя в земной коре миллионы лет, такие формы полостей выдерживают на глубине огромные напряжения.
Итак, с ростом глубин залегания нефтегазоносного пласта доля трещинной емкости в общем объеме полезной емкости пласта постепенно уменьшается. И когда глубина залегания пласта превышает 1000 л/, микротрещины выполняют роль только подводящих каналов, 66
сообщающих пласт с эксплуатационным забоем. Но благодаря именно такой Важной роли микротрещин коллекторы нефти и газа, нередко осложненные слаборазвитой пористостью породы, приобретают большое промышленное значение.
ПЕРЕМЕЩЕНИЯ НА КОНТУРЕ СКВАЖИН.СМЫКАНИЕ МИКРОТРЕЩИН
В процессе бурения скважины с забоя непрерывно выносится выбуренная порода, в результате чего нарушается существовавшее в нетронутом горном массиве гидростатическое давление. Породы, составляющие геологический разрез (глины, песчаники, аргиллиты, алевролиты, каменная соль и др.), подвергаются известным видам деформации — упругой, пластическому течению, хрупкому разрушению, что, в свою очередь, вызывает нередко наблюдавшиеся в скважинах выпор, образование каверн, сужение ствола. Замечаемое в некоторых случаях присутствие в шламе остроконечных глинистых обломков указывает на возможность кластической деформации, которой эти породы также подвергаются. Но непродуктивный разрез скважины поддерживается в процессе бурения столбом промывочной жидкости, а в последующем перекрывается обсадной колонной, что в известной мере предохраняет породу от разрушений.
При анализе напряженного состояния породы в пределах области неупругих деформаций используется теория прочности О. Мора. Эта теория неоднократно проверялась и в настоящее время может считаться пригодной для описания прочностных свойств горных пород и механических процессов, происходящих в массиве при проведении в нем выработок. Последнее подтверждается рядом фундаментальных работ Г. Н. Кузнецова [40], А. Падай [58] и многих других исследователей. Заметим, что при исследовании разрушения горных пород буровым инструментом теории прочности О. Мора, по-видимому, недостаточно, так как процессы разрушения являются динамическими; это получило свое отражение в работах Л. А. Шрейнера [ИЗ, 116].
Согласно теории О. Мора предельное напряженное состояние, соответствующее появлению хрупкого разрушения или пластического течения, определяется положением некоторой кривой, касательной к предельным наибольшим кругам напряжения. Каждый предельный круг напряжения соответствует появлению хрупкого разрушения или пластического течения при том напряженном состоянии, которое этот круг напряжений представляет.
Предельная кривая О. Мора строится в виде графика в координатных осях а, т, где о — нормальное напряжение, действующее на площадке, по которой происходит разрушение материала; т —сдвигающее напряжение на этой же площадке.
Огибающая главных наибольших кругов напряжений обычно принимается в виде прямой линии
T = tg^o + K, (IIL2) где ф — угол внутреннего трения.
Таким образом, 1§ф есть не что иное, как угловой коэффициент этой прямой, а К — коэффициент сцепления, равный отрезку, который отсекается огибающей на оси т.
Условие (II 1.2) есть известное условие Кулона—Прандтля.
Глины, глинистые сланцы и рыхлые песчанистые породы имеют огибающую с ясно видимым криволинейным участком в области растяжения, чистого сдвига и небольших сжимающих напряжений. Для таких пород применение прямолинейной огибающей не всегда возможно.
Более удачным решением является аппроксимация экспериментально найденных точек гиперболой, как это сделано в работе [86]. Для гиперболической огибающей безразмерные компоненты напряжения выражаются формулами
°r Н = ch 2£ ± sin Т] sh 2£ — cos Т],(Ш.З)
° 9 + Л J
,2 sin2 in
где Л =L ;
COS 7]
-q находится из условия
tg^Zi/ ——3
2 у $раст
£ — вспомогательная функция; осж и ораСт — пределы прочности породы на одноосное сжатие и растяжение.
Известно, что в полярных координатах уравнения равновесия элементарной частицы записываются в следующем виде:
ДЕд , 1 дтгв , °г-ое _ г>.dr + oo + г
(Ш.4)
dr + г об f г ’
где оу, од, Тге — компоненты напряжения; г —текущая координата; R, 0 — компоненты объемных сил.
Вследствие осевой симметрии тг9 все производные по координате 6 обращаются в нуль, так как напряжения вокруг скважины, очевидно, не зависят от азимута рассматриваемой точки. Поэтому уравнения равновесия сводятся к одному уравнению в полных производных
+ °г7°е = О,(Ш.5)
где г — текущая координата в принятой системе координат; су и ог0 — безразмерные компоненты напряжения.
Подстановка в уравнение равновесия выражений для компонент напряжения дает уравнение для определения неизвестной функции £
— =-^^-dg.(Ш.6)
г sin т]sin 2^
Интеграл этого уравнения будет
r = ,5_exp(-^—Y(1П.7)
Z sh 2^\ sin т] /v 7
Произвольная постоянная С в (III.7) находится из условия £ = £о при г=1, отсюда
г = i / sh2-« exp (У(Ш.8)
у sh2: ^Vsin^J''
В свою очередь £0 находится из граничного условия ar=рзаб при / = 1, т. е. из условия равенства внутреннего давления на контуре скважины давлению столба жидкости
ch 2^о — sin 1] sh 2g0 — cos rj — Z = рзаб 2 sin2 71 .(III.9)
Ораст *-0S 7]
Для создания запаса прочности в тех случаях, когда это целесообразно, можно принять рзаб = 0. Найденное уравнение для £0 легко решается и сводится к квадратному уравнению для ch 2£0.
68
Таким образом, для неупругой области получена часть необходимых соотношений,
В упругой области компоненты напряжения по-прежнему выражаются формулами Ляме, в которых постоянная А находится из условия аг=О9 = ^212—1 при R = oo (множитель при ^h появляется при при- Ораст COS Т|
ведении к безразмерному виду)
_ _2уй_ _si5i2L.(Ш.Ю)
(Траст cos
Другая постоянная В находится из условия непрерывности компонент напряжения при переходе из области неупругих в область упругих деформаций. Эти условия
о^11 ± °еп = °"л i °ел ПРИ г = гь'
где rL — внешний радиус области неупругих деформаций.
Из этих условий непосредственно следует, что
A = ch2£L— cost) — Л; В = — г^ sin т] sh2£L , (III. 11) где L — значения гиперболических косинуса и синуса на границе раздела областей упругих и неупругих деформаций.
Так как А уже известно, то находим
ch2£L = А + cos т] -г X.(III. 12)
Следовательно, известны ch 2£L, sh 2£L и gr.
Все эти величины находятся непосредственно по таблицам гиперболических функций. Таким образом,
г = 1 /^1131 expf^^) ,(111.13)
|/ sh 2gL *А sin 1 / ’''
а следовательно,
В = — г^ sin т| sh 2£L .
Обозначим радиальное перемещение в породах Ur. Это перемещение в пределах упругой области найдем, имея в виду, что в соответствии с законом Гука деформация ее в направлении координаты 9 будет равна
(Ш.14)
Следовательно,
U, = fiee = H^r5.[(l-v)<76-var],(III. 15)
где Е—безразмерный модуль пропорциональности.
Внося выражение для компонент напряжения, имеем
Уг^^^^-^^ + И-^л].(ш.16)
Отсюда при R = rL находим
и^п = (1 ^rL [sinТ] sh2^L + (1 — 2v) Al.(III. 17)
Перемещения в пластической области будут
vr =—,
r R
где Uо — перемещение на контуре скважины.
Из условия непрерывности перемещений находим
(III. 18)(III. 18)UQ —t-^ ^ [sin ц sh 2^l 4- (1 — 2v) Аф
(III. 18)
(III. 18)
Таким образом, перемещение оказалось выраженным через известные величины — радиус скважины и параметры, характеризующие механические свойства горных пород.
В качестве примера определим перемещение на боковой поверхности бурящейся скважины при следующих данных: породы слабые, глинистые сланцы имеют предел прочности на сжатие от 40 до 300 кПсм2, отношение асж/оРаст=4, модуль упругости пород Е = = 103 кПсм2, коэффициент Пуассона v = 0,3, глубина /1=2000 м = ^Х Х105 см, объемный вес у=0,0027 кГ1см\ радиус скважины гскв = 15,0см.
Перемещение находим по формуле (III. 18)
и» = rl lsin Л sh 2/ + (1 - 2v) Д] rc№.(III. 19)
Расчет величины перемещений (^0 в мм^ глинистых пород на боковой поверхности бурящейся скважины приводится в табл. 8.
Таблица 8
асж, кГ^СМ1
40|
80
160
240
320
ch 2^
78,4
40,3
21,2
14,8
11,64
sh2^L
78,4
40,3
21,2
14,8
11,60
2 k • • •
5,06
4,39
3,75
3,39
3,15
А .
76,3
38,2
19,1
12,7
9,52
2,73
2,08
1,59
1,37
1,24
U*E
87,5
35,7
15,20
9,60
5,72
и,
93,0
76,0
64,0
61,0
49,0
Из условия (III.9)
ch 2^о — sin т] sh 2g0 —cos т] — X = 0(III.20)
находим sh2£0, причем cost] = 0,707, a X=l,414.
Решая уравнение (III.9) sh2 2£0—6 sh 2£0—7 = 0, находим две группы значений корней:
ch 2$, = /50, sh2g„ = 7,0;
ch 2^ = ]/2", sh2Eo = -l,O.
Для выбора нужного корня вычисляем аг и а0 ; оба корня дают аг=0, но (г6 при первом корне будет +9,9, а при втором ае =—1,41. Очевидно, что а9 должно быть больше ат, поэтому принимаем первый корень. Далее вычисляем А и находим ch 2^, sh 2gL и 2|L по формулам (III.10) и (III.12) и таблицам гиперболических функций. Затем вычисляем r2L по формуле (III.13). И, наконец, по основной формуле (III.19) рассчитываем UoE/rCKB. Для получения окончательного ответа, т. е. определения перемещения UQ в миллиметрах при заданном гскв и Е, достаточно умножить полученный результат на
(Ш.21)
Е2Е sin2 г;7
В нашем случае £^103 кГ]см2 и, следовательно,
Таким образом, как видно из приведенных расчетов, смещение пород на внутренней поверхности скважины, обусловленное пластическим течением глин, может достигать значительных размеров и даже при довольно прочных породах (оУж~40—160 кГ/см2) область течения заметно распространяется в глубь массива.
Из табл. 8 видно, что если порода прочность при одноосном сжатии, равную рическая выработка, т. е. скважина, пробуренная долотом диаметром 298 мм, может потерять в своем сечении за короткий промежуток времени около 80% площади пробуренного сечения, т. е. почти заплыть глиной.
Нефтяной или газовый пласт обычно состоит из более прочных пород и чаще всего подвергается упругим деформациям. В его массиве в связи с вскрытием перераспределяются действующие усилия; в кровле образуется разгружающий естественный свод, передающий давление вышележащих пород в зону пласта, не тронутого выработкой.
Деформируется прочная порода не ■сразу (подобно металлу), а постепенно, за некоторое время, определяемое ее структурно-механическими свойствами и скоростью распространения в ней упругих деформаций. Установлено, что фактор времени в деформации горных пород нефтяных или газовых месторожде- лий играет существенную роль; поэтому состояние породы вблизи стенок скважины по истечении некоторого времени отличается от того, которое в ней было непосредственно после первого момента обнажения пласта. С появлением в нем вертикальной выработки (скважины) естественные силы вызывают в породе депрессию. Падение давлений в ней начинается на некотором удалении от стенок скважины и достигает у эксплуата- иионного забоя величины, определяемой столбом промывочной жидкости.
(глинистые сланцы) имеет асж=40 кГ[см?, то цилинд-(глинистые сланцы) имеет асж=40 кГ[см?, то цилинд-Рис. 12. Схема перемещений породы во вскрытом пласте пробуренной скважины.А—А — кровля пласта; В—В — забой скважины; Рдол —диаметр долота; Го — радиус скважины; г — радиус произвольно взятой точки породы в зоне забоя; Uo — полное перемещение на стенке скважины; и= —полноеРис. 12. Схема перемещений породы во вскрытом пласте пробуренной скважины.А—А — кровля пласта; В—В — забой скважины; Рдол —диаметр долота; Го — радиус скважины; г — радиус произвольно взятой точки породы в зоне забоя; Uo — полное перемещение на стенке скважины; и= —полноеперемещение в массиве породы в произвольной точке г (под полным перемещением подразумевается сумма всех бесконечно малых перемещений); ДУо. ДЦ — бесконечно малые перемещения на стенке и в породе.перемещение в массиве породы в произвольной точке г (под полным перемещением подразумевается сумма всех бесконечно малых перемещений); ДУо. ДЦ — бесконечно малые перемещения на стенке и в породе.Депрессия в породе, в свою очередь, приводит в действие по концентрическим окружностям сжимающие кольцевые напряжения (см. главу I), под влиянием которых она деформируется, уплотняется и перемещается в радиальном направлении внутрь выработки. При этом часть свободной от частиц породы емкости призабойной зоны от возникших в ней движений передислоцируется и потому в объеме значительно сокращается.
(глинистые сланцы) имеет асж=40 кГ[см?, то цилинд-
(глинистые сланцы) имеет асж=40 кГ[см?, то цилинд-
Рис. 12. Схема перемещений породы во вскрытом пласте пробуренной скважины.
А—А — кровля пласта; В—В — забой скважины; Рдол —диаметр долота; Го — радиус скважины; г — радиус произвольно взятой точки породы в зоне забоя; Uo — полное перемещение на стенке скважины; и= —полное
Рис. 12. Схема перемещений породы во вскрытом пласте пробуренной скважины.
А—А — кровля пласта; В—В — забой скважины; Рдол —диаметр долота; Го — радиус скважины; г — радиус произвольно взятой точки породы в зоне забоя; Uo — полное перемещение на стенке скважины; и= —полное
перемещение в массиве породы в произвольной точке г (под полным перемещением подразумевается сумма всех бесконечно малых перемещений); ДУо. ДЦ — бесконечно малые перемещения на стенке и в породе.
перемещение в массиве породы в произвольной точке г (под полным перемещением подразумевается сумма всех бесконечно малых перемещений); ДУо. ДЦ — бесконечно малые перемещения на стенке и в породе.
И так как сплошность горной породы прерывается пространством, свободным от частиц породы, — порами, микротрещинами, полостями, кавернами, то в результате упругого расширения порода перемещается именно по направлению этого пространства, заполняя собой другую часть полезной емкости призабойной зоны.
На рис. 12 AS0 и AS определяются из следующих простых зависимостей:
SH = 2л (r0 + Uoy
SK = 2лг0;
(III.23)(III.23)AS0 = SH-SK-2n6/0«6t/0.
(III.23)
(III.23)
AS = S' — Sk — 2л ( r —AS = S' — Sk — 2л ( r —— 2лг = 2л ^-;— 2лг = 2л ^-;
AS = S' — Sk — 2л ( r —
AS = S' — Sk — 2л ( r —
— 2лг = 2л ^-;
— 2лг = 2л ^-;
(111.24)(111.24)AS ~ Мк или AS « 67/,rAo
(111.24)
(111.24)
где 77o = SA/7o; U = 1AU; SH, S^—длина начальной окружности на стенке скважины и в породе на известном удалении от стенки; SK, S^ —
длина конечной окружности на стенке и на удалении от стенки в породе; AS0—разность между начальной и конечной длиной окружности, взятой у стенки скважины; AS — то же на удалении от стенки.
Приняв без большой погрешности г0-=гДОл, равное в нашем случае
15 см, и задаваясь рядом значений г0, определим численные значения г для соответствующих отношений r/го, AS. По полученным результатам
Д5Д5/ г 3 Ц 567Рис. 13. Зависимость AS ют г/г0.Было установлено, что из всех/ г 3 Ц 567Рис. 13. Зависимость AS ют г/г0.Было установлено, что из всехстроим график зависимости.
Д5
Д5
/ г 3 Ц 567
Рис. 13. Зависимость AS ют г/г0.
Было установлено, что из всех
/ г 3 Ц 567
Рис. 13. Зависимость AS ют г/г0.
Было установлено, что из всех
Нетрудно заметить, что зависимость AS = f(r/r0) описывается кривой гиперболы (рис. 13).
Выполненные здесь теоретические выводы получили достаточно полное подтверждение в экспериментальных исследованиях на ряде площадей (Атовская, Ново-Михайловская, Чаладиди и других, см. главу XII), на которых с глубины доставлена информация ^Го о поведении микротрещин в массиве горных пород нефтяных и газовых месторождений в связи с их обнажением.
существующих в породе компонен
тов емкости объемная деформация в первую очередь распространяется на микротрещины по следующим основным причинам: а) микротре
щины имеют плоскующины имеют плоскуюповерхность стенок, наименее устойчивую против
щины имеют плоскую
щины имеют плоскую
внешних усилий; б) так как проницаемость микротрещин больше про
ницаемости капиллярных каналов, то из трещин в скважину газожидкостная смесь вытекает беспрепятственно, в то время как в порах и других пустотах из-за значительных фильтрационных сопротивлений газожидкостная смесь задерживается, повышает их устойчивость против внешних сил; в) все другие полости, свободные от породы вследствие изометрической формы внутренней поверхности стенок, имеют большую устойчивость против внешних сил, чем микротрещины.
Совместные действия в одном направлении этих факторов вызывают в породе смыкание микротрещин.
Из рис. 13 видно, что с удалением от стенок скважины только на 90 см разность AS между начальной и конечной длиной окружности в точке, удаленной от оси скважины на расстояние г, равна величине полного перемещения 77; наиболее интенсивное перемещение происходит у стенок скважины; по мере удаления от них величина перемещения значительно уменьшается. Так как полное перемещение U тем меньше, чем больше свободная емкость породы, то сужения или полное смыкание микротрещин теоретически в окрестностях эксплуатационного забоя ограничиваются окружностью, радиус которой не превышает 1 м.
Такие представления о поведении микротрещин на глубине под- гверждаются как нашими (И. М. Матвеев, К. М. Обморышев и др.), гак и зарубежными исследователями. В. Беккер утверждает, напри-
т2
мер, что совсем не обязательно расширять трещину далеко от ствола скважины (во всяком случае на расстояние больше 1 м), поэтому при проведении кислотной обработки трещиноватых пластов, по его мнению, не следует стремиться к закачке больших количеств кислоты.
При удалении больше чем на 1 м от стенок скважины м^<ротре- щины после вскрытия пласта, надо полагать, сохраняют свое первоначальное естественное состояние. На стенках скважин они смыкаются- под действием призабойного напряжения q3 и для того чтобы их раскрыть, необходимо сообщить забою избыточное давление.
Насосные агрегаты на поверхности, очевидно, при этом должны, развить давление ру, которое в процессе испытания на приемистость регистрируется на устье скважины.
Раскрытость микротрещин зависит от местоположения их в породе, ориентации в пространстве и отношения к напластованию. Те из них, которые секут породу по слою или вдоль горизонтальных плоскостей, разделяющих слои (горизонтальные), очевидно, от кольцевых напряжений не смыкаются; секущие породу вкрест напластования (вертикальные) могут сомкнуться полностью.
На Ярегском месторождении, в вышеупомянутых горных выработках, визуально наблюдали вертикальные трещины, которые у стенок скважины имеют раскрытость всего 2—3 мм, а на удалении достигают 7—10 мм. Раскрытость же горизонтальных трещин по этим наблюдениям с удалением от стенок заметно уменьшается [104].
Состояние микротрещин, образующих с осью скважины различный угол, неодинаково, а степень их раскрытости зависит от действующих в разных плоскостях напряжений и ориентаций в пространстве. У одних микротрещин при вскрытии теряется лишь только часть ширины, у других — стенки смыкаются плотнее; наконец, существуют в пласте такие микротрещины, стенки которых непосредственно у эксплуатационного забоя полностью смыкаются. Следовательно, в процессе вскрытия пласта под действием сжимающих кольцевых напряжений за определенный промежуток времени микротрещины принимают новое физическое состояние. Одни из них сужаются до полного смыкания на выходе к эксплуатационному забою, другие сближаются, но не до полного смыкания, а лишь частично. Такие микротрещины становятся более узкими, чем они были вначале. Из-за качественно нового состояния микротрещин в гидродинамической связи скважины с пластом в некоторых случаях система полностью выключится из действия.
Вместе с тем в природе встречаются коллекторы, в которых микротрещины вследствие определенной своей ориентации при вскрытии пласта ощутимых изменений не претерпевают и остаются открытыми. Такого типа микротрещины в известняках встречаются, например, в продуктивных породах верхнемеловых отложений мезозойского возраста на месторождениях нефти Карабулак-Ачалуки.
Полностью смыкающиеся микротрещины были отмечены в Восточной и Западной Сибири. Сужение микротрещин до полного их смыкания у стенок скважин установлено, например, в отложениях осинского горизонта усольской свиты нижнего кембрия на Атовской площади Иркутского амфитеатра. Подобный же тип микротрещин обнаружен в Минусинской котловине на Ново-Михайловской газоносной площади, а также в верхнемеловых отложениях Западной Грузии, на площади Чаладиди. В образцах, взятых из скважин, пробуренных на этих площадях, микротрещины в шлифах имеют преимущественно вертикальное направление и составляют с вертикалью некоторый угол (60—75°). Следовательно, возможны все три описанных выше случая состояния микротрещин (каждый в отдельности и совместно).
Ниже будет показано, что в связи с обнаруженным состоянием естественных микротрещин в коллекторах трещинного типа метод
73-
обработки пласта путем раскрытия микротрещин и закрепления их в открытом состоянии твердым агентом уже не является в полном смысле, как это понималось раньше, методом интенсификации. В таких коллекторах методом гидравлического разрыва пласта пользуются для восстановления первичной гидродинамической связи скважины с пластом подобно тому, как в коллекторах порового типа для получения связи с пластом перфорируют обсадную колонну.
Состояние микротрещин претерпевает значительные изменения также в зависимости от условий, в которых пласт разрабатывается. По данным гидродинамических исследований двух скважин (7<-15 и К-18) на Карабулакском месторождении, имеющих открытый эксплуатационный забой, было установлено, что со временем эксплуатации в результате смыкания микротрещин проницаемость призабойной зоны уменьшается [41].
Это же было установлено и К. М. Обморышевым на Речицком месторождении нефти (Белорусская ССР) в разрезе межсолевых отложений, где продуктивные горизонты представлены карбонатными трещинными коллекторами. Для изучения этих явлений им были поставлены специальные гидродинамические исследования в скв. 8, имеющей эксплуатационный забой открытой конструкции. Пользуясь формулой, предложенной И. М. Матвеевым (по коэффициенту гидропроводности, снятому методом восстановления), был определен коэффициент сжимаемости микротрещйн р для этой скважины при двух стационарных режимах.
В самом деле, если снижение пластового давления в трещинном типе коллектора приводит к смыканию их стенок, то коэффициенты гидропроводности (а стало быть, и проницаемости к'т и £"т) призабойной зоны, определенные по кривым восстановления давления для двух установившихся дебитов Q' и Q” или депрессий \р' и kp” одной и той же скважины, будут иметь разные значения. В данном случае по скв. 8 были сняты две кривые восстановления давления: первая кривая получена после работы скважины с установившимся дебитом 47 ткутки и депрессией 46,93 кГ^смг\ вторая кривая была снята после работы скважины с дебитом 92 т[сутки при депрессии 102,41 кГ/см2. Коэффициент гидропроводности соответственно составил 70,2 и 39,3 д • см2, а коэффициент сжимаемости трещин 3,2 • 10-3 —. Как видно из приведенных коэффициентов гидропроводности, а следовательно, и коэффициентов проницаемости, они оказались разными для одной и той же скважины, работающей на двух существенно отличающихся между собой режимах. Очевидно, расхождение в значениях коэффициентов гидропроводности свидетельствует о том, что при работе ■скважины с большими дебитами и депрессиями проницаемость призабойной зоны, по сравнению с проницаемостью при работе скважины с меньшими дебитами, уменьшается за счет смыкания стенок трещин.
Для подтверждения явления смыкания стенок трещин в трещинном. типе коллектора, при котором могут возникнуть остаточные деформации, К. М. Обморышевым для скв. 8, по данным объединения Речи- цанефть, была построена индикаторная диаграмма (табл. 9) прямого и обратного ходов (рис. 14). Заранее предполагалось, что индикаторная кривая, построенная для прямого хода (от меньших отборов к большим), не будет совпадать с кривой обратного хода, так как при смыкании стенок трещин (от снижения в них давления вследствие релаксации) будет наблюдаться некоторая остаточная деформация.
Как видно из рис. 14, индикаторная кривая обратного хода легла ниже, образуя с кривой прямого хода гистерезисную петлю, что подтверждает наличие в результате смыкания стенок трещин остаточной деформации. Сущность такой необратимости деформации горной по- 74
Рис. 14. Индикаторная диаграмма прямого и обратного ходов в координатах Q=f^p'), полученная по скв. 8 Речицкого месторождения (интервал исследования: 1934—2026 м).Рис. 14. Индикаторная диаграмма прямого и обратного ходов в координатах Q=f^p'), полученная по скв. 8 Речицкого месторождения (интервал исследования: 1934—2026 м).
Рис. 14. Индикаторная диаграмма прямого и обратного ходов в координатах Q=f^p'), полученная по скв. 8 Речицкого месторождения (интервал исследования: 1934—2026 м).
Рис. 14. Индикаторная диаграмма прямого и обратного ходов в координатах Q=f^p'), полученная по скв. 8 Речицкого месторождения (интервал исследования: 1934—2026 м).
Таблица 9
Диаметр штуцера, мм
3
Без штуцера
4
6
4
Без штуцера
Продолжительность работы скважины на каждом режиме, сутки
8
1
3
4
22
1
Дебит нефти, mjcymKu
24
—
37
48
37
—
Депрессия, кГ^см1
28,6
—
44,2
62,6
45,8
—
Статическое давление, кГ^см? . . . .
—
235,3
—
—
—
232,8
Примечание. Замер производился на глубине
1990 м.
роды заключается в том, что для одной и той же породы модуль Юнга в области разгрузки и при нагружении будет различным. Аналогичные данные были получены и в скв. 39, 44, 45 Озек-Суатского месторождения (см. табл. 4).
При разработке пласта без восстановления убыли пластовой энергии вследствие падения пластового давления и перераспределения напряжения между каркасом породы и насыщающей его жидкостью (газом) горное давление передается на каркас породы. Перераспределение напряжений продолжается монотонно в процессе всей разработки пласта до тех пор, пока будут выработаны промышленные запасы и не окончится разработка залежи. При этом одновременно происходит непрекращающийся процесс сужения эффективного сечения микротрещин, по которым течет газожидкостная смесь, пока, наконец, микротрещины не сомкнутся окончательно. И если от кольцевых сжимающих напряжений о0 преимущественно смыкаются вертикальные микротрещины, то от нормальных напря
жений о2 вследствие падения пластового давления непрерывно сближаются стенки горизонтальных микротрещин и снижается их пропускная способность.
Этот процесс происходит не только в коллекторах трещинного типа, но и в поровых, в которых микротрещины при фильтрации газожидкостной смеси выполняют подчиненную, но все же определенную роль.
Итак, для восстановления устойчивости гидродинамической связи скважины с пластом в породах, в которых роль подводящих каналов играют микротрещины, необходимо их раскрыть принудительно и в таком состоянии зафиксировать, удерживая микротрещины в открытом положении планово-восстановительными работами за весь период опробования или разработки пласта.
КРИТЕРИЙ ВЫДЕЛЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВТРЕЩИННОГО ТИПА
Основными физическими константами, характеризующими нефтегазоносный пласт, являются пористость и проницаемость. Однако экспериментальные исследования выявили для пласта еще один важный критериальный признак.
Как оказалось, пласт характеризуется не только своей полезной емкостью и пропускной способностью, но и вилами связи, которая образуется у пласта и вскрывшей его скважины. Именно по этому признаку открылась возможность поровый тип коллектора отличить от трещинного (исчезающе малая проницаемость по керну, низкая пористость) и в предварительном порядке прогнозировать тип коллектора, т. е. установить формы подводящих каналов, по которым нефть (газ) течет к эксплуатационному забою: естественные микротрещины или же сложно переплетающаяся мириадами капилляров сеть, образованная из одних только пор.
Данные, полученные по скв. 2 Атовской площади, скв. 4 месторождения Западного Чаладиди, скв. 4 Ново-Михайловской площади, показали, что вид зависимости расхода и репрессии Q--=f(Ap) в трещинных и поровых коллекторах различен.
Процесс вытеснения жидкости в пласт в коллекторах порового типа характеризуется плавной кривой зависимости расход — давление. Даже в породах с размером пор менее 0,2 мк, имеющих крайне низкие показатели фильтрации, расход имеет положительную величину и фильтрация в них происходит по линейному закону Дарси. Следовательно, в коллекторах порового типа при любых малых репрессиях
Q^O. (III.25)
Но плавность в этой зависимости сохраняется лишь до определенной точки. С повышением давления до предельного значения, зависящего от свойств горной породы, призабойного напряжения, рассечен- ности породы микротрещинами, геологических условий разреза и глубины залегания пласта, плавность ее резко нарушается. Расход с этого момента значительно опережает давление, а приемная способность пласта достигает больших размеров. При этом не всегда удается зарегистрировать факт образования искусственной трещины, но очень четко отмечаются изменения в расходных показателях и численном превосходстве коэффициента приемистости.
В трещинных коллекторах условия возникновения приема жидкости в пласт иные. В этих коллекторах, несмотря на продолжающийся рост давления и увеличение репрессии до определенного предельного значения, жидкость из скважины в пласт не поступает и при репрессии
Др = Р3 —Q = o, (III.26)
где рр. е. 1 — давление раскрытости естественных трещин у забоя.
Отсюда можно заключить, что выражение (III.26) характеризует при определенных условиях коллекторы трещинного типа и в процессах испытания на приемистость служит для него критерием.
Если равенство (II 1.25) справедливо для поровых коллекторов во всех случаях, то для коллекторов трещинного типа равенство (III.26) справедливо лишь при условии, когда кольцевые напряжения, появляющиеся при обнажении продуктивной толщи, полностью зажимают стенки микротрещины у эксплуатационного забоя.
В процессе повышения репрессии давление на забое достигает, наконец, величины рр. е. т. Тогда без каких бы то ни было промежуточных состояний сразу начинается поступление жидкости в пласт с расходом, величина которого растет значительно быстрее, чем давление.
Следовательно, отличительная особенность течения жидкости в коллекторах трещинного типа заключается в том, что величина ее зависит не только от состояния дренажной сети всего пласта, но в первую очередь от раскрытости микротрещин у эксплуатационного забоя и возникновения его связи с пластом.
На рис. 15 представлены четыре кривые. Из кривой 1, снятой на скв. 57 месторождения Кумдаг (Туркменская ССР, поровый коллектор) 76
и выражающей фактическую зависимость Q=f(py), видно, что уже при небольшом давлении начинается вытеснение в пласт рабочей жидкости, а с повышением давления происходит плавный рост расхода, а также резкое повышение объемной скорости в критической точке. Кривая 2 для такого же коллектора — теоретическая. Кривая 3 получена при исследовании на приемистость скв. 2 Атовской площади. Как видно из этой кривой, до давления 230 кГ^см2 у устья подводящие трещины еще были сомкнуты и Q = 0. Искривление индикаторной кривой
и значительное увеличение расхода началось в скважине с давления 230 кГ(см2. Кривая 4 получена при исследовании на приемистость скв. 4 Ново-Михайловской площади. Здесь также Q = 0 до критического давления, равного 380 кГ]см2 у устья. Характерной на кривых 3 и 4 является критическая точка, соответствующая р=230 и 380 кГ[см\ до которой стремительно растет давление нагнетания рабочей жидкости. При достижении его микротрещины раскрываются. Последующее принудительное увеличение раскрытости микротрещин во всех случаях вызывает очень быстрый рост расхода рабочей жидкости. Линейная зависимость между Др и Q заменяется криволинейной зависимостью вида
Рз > Рю + Рр. е. т, Q -> оо . (III. 27)
В породах, при вскрытии которых стенки микротрещин смыкаются полностью, результаты обработки скважин можно при повторном исследовании скважины проследить по характеру кривой приемистости.
В случае успешного окончания процесса и закрепления микротрещины твердым агентом в раскрытом состоянии точка начала приемистости, отмеченная при начальном исследовании, переместится влево (например, в скв. 4 на западе месторождения Чаладиди она переместилась от 120 до 80 кГ{см2У
Получив представление о литологических особенностях продуктивной толщи по электрометрическим исследованиям и каменному материалу, изученному визуально и в шлифах, а также выполнив на скважине комплекс гидродинамических исследований со снятием кривых нарастания давления, можно сделать предварительное заключение о характере коллектора. Для этого в пласт вытесняют рабочую жидкость при самых минимальных расходах насосйого агрегата с постепенным нарастанием его объемного расхода.
Затем форсируют режим работы насосного агрегата, доводя его производительность до максимальных значений. По мере необходимости подключают дополнительное число агрегатов и плавно повышают на устье скважины давление вытеснения рабочей жидкости. В процессе ее вытеснения каждый раз соответственно новому режиму определяют коэффициент приемистости.
Назначение данного исследования заключается в установлении зависимости между приемистостью и избыточным давлением, при котором коэффициент приемистости в какой-то момент увеличивается сразу в несколько раз. Последнее свидетельствует о том, что стенки трещины при этом давлении раскрылись. Приемистость на кривой Q = =f(Ap) соответствует начальной точке давления рр.е.т. Очевидно, рас- крытость микротрещин увеличивается и они становятся тем шире, чем большее давление передается на забой скважины.
Пользование критерием трещиноватости на разведочных площадях иногда позволяет на первой же скважине, пробуренной на площади, ориентировочно предсказать коллекторские свойства породы.
ПРОБЛЕМА ПОЛЕЗНОЙ ЕМКОСТИ.ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ СОВЕРШЕНСТВО.
МОДЕЛИ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОСТИПЛАСТА И УСЛОВИЯ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ПРИТОКОВ
Главной проблемой коллекторов трещинного типа является проблема полезной емкости, которая складывается из всех существующих в горных породах полостей и порового пространства.
Поровые коллекторы, характеризующиеся более или менее высокой пористостью (20% и выше), обладают при сравнительно небольших мощностях (10—15 ж) большой емкостью природных резервуаров со значительными промышленными запасами жидких и газообразных углеводородов, заключенных в единице объема пласта. Коллекторы же трещинного типа нередко встречаются в таких залежах, в которых вследствие недостатка полезной емкости (неразвитой пористости и других форм полостей) в единице объема породы содержится мало запасов нефти и газа промышленных категорий.
Однако в отличие от поровых недостаток емкости в единице объема породы в коллекторах трещинного типа во многих случаях природа существенно возмещает большей мощностью продуктивных пород, слагающих массивные залежи нефти и газа. Это подтверждается составом геологического разреза известных месторождений нефти и газа как в нашей стране, так и за рубежом. Например, крупные массивы пласта вводятся в разработку в Ишимбае (Башкирская АССР), Долине и Шебелинке (Украинская ССР), на ряде вновь открытых и введенных в разработку месторождений нефти (Белорусская ССР) и др.
Высокопродуктивные горизонты, сложенные известняками асмари (Иран), имеют мощности от 300 до 480 ж, а этаж нефтеносности на ряде месторождений Ближнего и Среднего Востока колеблется в пределах от 900 до 2000 ж [69].
Из приведенного следует, что даже, при большом отличии общей емкости в единице объема трещинного и порового типов коллектора вследствие значительной разницы в мощностях их продуктивной толщи индекс свободной емкости пласта (m/г) может оказаться приблизи- тельно равным. '"
В трещинных коллекторах существенно меняется также понятие о гидродинамическом совершенстве скважин.
В таких коллекторах скважину не всегда питает обнаженная долотом мощность пласта, а нередко лишь узкий канал (или несколько 78
каналов), получивший свободный доступ к эксплуатационному забою.
Коллекторы трещинного типа имеют в вертикальном направлении неоднородное строение и их проницаемость на ограниченных интервалах подскакивает от нуля (без промежуточных значений) до тысяч дарси.
Уже указывалось, что лабораторные определения проницаемости образцов керна, поднятых из залежей с коллектором трещинного типа, показывают их крайне низкую проницаемость. В то же время сква- жины^ вскрывшие те же пласты, отличаются исключительно высокими дебитами и коэффициентами продуктивности. Причем нередко кратность соотношения достигает многих сотен, что, очевидно, связано с быстрой сменой по вертикали коллекторских свойств пласта в массиве.
Примеры показывают, что скважина, вскрывшая всего лишь несколько сантиметров мощности пласта, может иметь производительность в сотни тонн нефти в сутки и, наоборот, вскрывшая десятки метров мощности в нефтегазонасыщенном интервале пласта, — не давать продукцию, если микротрещин, соединенных с дренажной сетью в данной точке пересечения скважины с пластом, не оказалось вовсе или они не были искусственно образованы.
Следовательно, в коллекторах трещинного типа высокая продуктивность скважин определяется не столько вскрытой мощностью пласта, сколько числом раскрытых трещин, пересеченных эксплуатационным забоем, величиной их раскрытости, сообщаемостью между собой. Даже только одна трещина, протягивающаяся к удаленным зонам пласта, соединяясь с его дренажной системой, может стать источником питания высокодебитной скважины.
Такой характер притока в коллекторах трещинного типа имеет распространение также на многих месторождениях нефти и в СССР. На рис. 16 приведены нормализованная диаграмма нейтронного гамма- каротажа и бокового каротажа и профиль притока, полученные при исследовании скв. 5 Осташковичского месторождения (Белорусская ССР).
Эти данные показывают, что самый большой приток нефти (200 т[сутки} получен из очень узкого интервала разреза мощностью всего лишь 80 см, в котором по каротажу порода нефти не содержит. По отношению ко всей вскрытой мощности в исследованной скважине (32 м^ продуцирующий интервал, следовательно, составляет только 2,5%. При таких малых размерах продуцирующих интервалов, если еще принять во внимание точность измерения глубин, приток может получаться даже только из одной или нескольких естественных микротрещин величиной раскрытости в два-три десятка микрон. Именно при вскрытии таких точек разреза нередко на практике и наблюдается бурный выброс или, наоборот, катастрофическое поглощение.
Из сказанного ясно, что пласты, сложенные коллекторами трещинного типа, не во всех случаях, как в поровых, нужно вскрывать на всю их продуктивную мощность; широко распространенное понятие о гидродинамическом совершенстве скважин (глубина, диаметр и плотность отстреленных пуль при перфорации и вскрытая при этом мощность пласта) для таких коллекторов значения не имеет.
Выясним теперь, насколько действительно то же понятие о гидродинамическом совершенстве для скважин, вскрывших коллекторы порового типа.
Моделированием процессов фильтрации была сделана для порового коллектора попытка учесть влияние перечисленных выше элементов перфорации на гидродинамическое совершенство скважин. Состояние массива пород, совершающиеся в нем механические процессы перемещения и передислокации, вызванные его обнажением, влияние физико- химических факторов, воздействующих на фильтрацию жидкости (газа)
79
в призабойной зоне, при моделировании во внимание не принимались.
Между тем механические явления, происходящие в горной породе в связи с ее вскрытием, установленные для пород трещинного типа, •очевидно, возникают также в коллекторах порового типа и очень полно обнаруживаются при гидродинамических исследованиях. Казалось бы,
л — кривая ГК; б — нормализованная кривая НГК; в — нормализованная кривая БК; г — перфорированный интервал эксплуатационной колонны; <3 — профиль притока, полученный с помощью дебитомера ГРАД-1 (конструкция ВУФНИИ Геофизика).
например, что в случаях равенства репрессии и депрессии коэффициенты приемистости и продуктивности в общем должны были бы быть приблизительно равны. Но в действительности очень часто наблюдаются случаи, когда коэффициент приемистости в зависимости от развиваемых агрегатами на устье скважин давлений, сильно повышаясь, значительно отличается от коэффициента продуктивности; замечается большая разница в прямой и обратной связи скважины с пластом. Если бы последнее происходило только вследствие гидродинамического несовершенства, зависящего от перечисленных выше элементов перфорации, то, очевидно, изменения направления движущегося потока жидкости не должны бы вызвать столь существенной разницы (до 10 раз и более).
В образовании этой разницы, конечно, не последнюю роль играют вступающие в действие при репрессии «заколы», появляющиеся на стенках скважин от разрушения породы долотом. Большое влияние на возникновение такой разницы оказывают также раскрытие и смыкание естественных микротрещин, присущие некоторым поровым коллекторам.
Но, однако, известно, что разница в прямой и обратной связи пласта со скважиной образуется не только тогда, когда коллектор разбит системой микротрещин, но и в случае полного отсутствия микротрещин (в чисто поровом коллекторе). Для такого коллектора механические явления перемещения на контуре в связи с вскрытием пласта подробно не исследовались. Тем не менее имеющийся опыт позволяет ^высказать следующее. Так Же, как и в трещинных, в поровых коллекторах вследствие увеличения напряжения при разбуривании долотом поверхности пласта и его обнажения, в зонах, прилегающих к выработке, и на ее стенках растет сжимающее давление на каркас породы. Вследствие этого повышается напряжение в узлах каркаса на контактах зерен породы; между зернами увеличивается поверхность соприкосновения и Перераспределяется взаимное расположение частиц; в результате упругой деформации уплотняется их упаковка и они теснее укладываются. Иногда,'' особенно* в глубоко залегающих горизонтах, -повышение напряжения может достигнуть даже предельных значений прочностных показателей горной породы, что неизбежно приведет к разрушению цементирующего вещества, дроблению зерен и заполнению порового пространства обломками разрушения. Переломившиеся частицы уже не срастаются .и возвратиться в свое первоначальное состояние не могут. $
Необратимость таких превращений в пористой среде обусловлена состоянием порового пространства и зависит от глубины залегания и «напряженности каркаса породы, се гранулометрического состава,- степени отсортированности, характера* разрушения зерен и от упаковки обломочных частиц, степени уплотнения и других причин.
Передислокация и переупаковка частиц породы, в свою очередь, изменяют форму капиллярных каналов и сужают размеры их живого сечения. Это вызывает значительное снижение общей пористости среды, изменяет структуру порового пространства, уменьшает его объем, снижает физическую проницаемость призабойной зоны.
Тем не менее полное отключение гидродинамической связи с пластом или существенная его закупорка вследствие механического перерождения породы в зоне выхода дренажной системы к эксплуатационному забою, характерные для трещинных коллекторов, в поровых «коллекторах может произойти лишь в самых исключительных случаях.
Следовательно, при вскрытии пласта в поровых коллекторах, так же как и в трещинных, под влиянием сжимающих кольцевых напряжений на контуре выработки возникает перемещение и порода претерпевает значительные изменения. Непосредственно у эксплуатационного забоя сеть капиллярных каналов, связывающих пласт со скважиной, подвергается глубокому структурному перерождению, а в случае присутствия микротрещин они в зависимости от своей ориентации в Пространстве (частично или полностью) смыкаются.
Таким образом, понятие о гидродинамическом совершенстве скважин, используемое широко в нефтегазопромысловом деле, должно быть теперь существенно расширено и распространено на все типы коллекторов, встречающихся в нефтяных и газовых месторождениях.
У эксплуатационного забоя в связи с вскрытием и обнажением пласта в горной породе и насыщающих пласт жидкостях (газах) возникают депрессии, распространяющиеся в глубь пласта. Депрессии (в пласте, кроме того, репрессии), в свою очередь, вызывают множество различных факторов и явлений, возникающих главным образом в призабойной зоне непосредственно в окрестностях эксплуатационного забоя: гидродинамических, термодинамических, физико-химических (см. главу IV), наконец, сугубо механических
Естественные условия пласта, факторы и явления, причинно связанные с его вскрытием и обнажением, наконец, деятельность человека 6 Г Т Овнатанов gj
непосредственно влияющего на них (конструирование эксплуатационного забоя, средства возбуждения притоков, условия разработки и др.), определяют гидродинамическое совершенство пробуренной на пласт отдельной скважины. И тем, очевидно, выше степень ее совершенства, чем квалифицированнее выполняются мероприятия и операции по вскрытию, опробованию и обработке пласта, отвечающие его природным условиям, способствующие сохранению, по сравнению с массивом, не тронутым выработкой, естественных фильтрационных свойств.
Для коллекторов трещинного типа ниже приводятся обобщенные модели нефтегазонасыщенности пласта и условия возникновения в них естественных притоков. Отдельно выделяются пласты, в которых для получения притоков требуется применение принудительных средств, т. е. обработка пласта, без чего в ряде случаев получить притоки не удается.
Нефтегазонасыщенные породы, представленные поровым типом коллектора, перекрыты карбонатными породами, которые жидких и газообразных углеводородов не содержат, но интенсивно разбиты трещинами.
Через эти трещины насыщенный нефтью или газом пласт сообщается с эксплуатационным забоем скважины, благодаря чему в поровом коллекторе еще только при вскрытии карбонатной толщи возбуждаются притоки и подстилающий пласт без всякой его обработки выдает продукцию.
Разрез пород плохо насыщен (или вовсе не насыщен) нефтью (газом), но при вскрытии его очень узкого интервала эксплуатационный забой через одну-две трещины, ведущие к удаленным зонам пласта, сообщается с хорошо насыщенным источником питания. В скважине в таком случае возникают мощные фонтанные притоки без всякой обработки пласта.
Если в таких условиях скважина не пересекла зону пласта с уходящими в глубь трещинами для получения устойчивых притоков нефти или газа, требуется производство обработки пласта с целью соединения пересеченных скважиной зон с неразвитой трещиноватостью с зонами пласта интенсивной трещиноватости или с разломами, находящимися за его пределами.
Весь геологический разрез пород по данным электро-, радио- и газометрических исследований и по керну в трещинах содержит углеводороды. Но вмещающая порода нефтью или газом не насыщена. Другие источники питания для притока в трещины нефти или газа отсутствуют.
Природные условия коллектора характеризуются слабой пористостью, отсутствием в породе каверн и других видов полезной емкости, способствующих общему увеличению свободного пространства вмещающих пород, и, наконец, небольшой мощностью пласта. В целом в этом случае питание скважины происходит из резервуара с малой емкостью и слабой насыщенностью.
При таком насыщении пласта и существующих источниках питания проведение процессов обработки не может дать положительных результатов.
В разрезе обнаженной части пласта по всем методам исследования наблюдается нефтегазонасыщенность как по трещинам, так и во вмещающей породе; с момента вскрытия пласта в скважину поступает значительное количество жидких или газообразных углеводородов.
Обработка сети микротрещин, образующих дренажную систему пласта, для этого случая может привести к существенной интенсификаций полученных притоков.
В разрезе обнаженной части пласта по всем методам исследования наблюдается явное насыщение как по трещинам, так и во вме- 82
щающей породе; однако при вскрытии пласта и в первичных работах по возбуждению в результате смыкания микротрещин приток не был получен. Обработкой пласта можно получить промышленные притоки нефти (газа).
В коллекторах трещинного типа не исключены крайние случаи:
разрез представлен плотными породами, но при их вскрытии были йолучены фонтанные притоки;
разрез нефтенасыщен, но из скважины получены крайне слабые притоки или их вовсе не было.
Глава IV
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ЯВЛЕНИЯ ПРИ ВСКРЫТИИИ ОБРАБОТКЕ ПЛАСТА
При существующем технологическом процессе вскрытия пласта глинистая корка, откладывающаяся на стенках, не в состоянии в полной мере выполнить возложенные на нее функции.
Корка, по сравнению со скоростью проникновения воды в пласт, откладывается на стенках ствола значительно медленнее, чем идет процесс разрушения забоя и вскрытия долотом продуктивной толщи. Поэтому она, как преграда по времени, успевает оформиться лишь с некоторым опозданием. Кроме того, под влиянием механических действий на забое бурильного инструмента образующаяся корка в целости не остается, а непрерывно разрушается и образуется вновь.
Поэтому под влиянием репрессии у забоя фильтрат промывочной жидкости, опережая отложение корки, непрерывно вытесняется в пласт. Избежать проникновения жидкости в пласт даже при использовании слабофильтрующихся растворов с малой водоотдачей практически невозможно. Причем объем жидкости, отфильтровавшейся в пласт при циркуляции, по сравнению со статическими условиями в 3—4 раза больше.
Вытеснение в пласт фильтратов промывочной или рабочей жидкости определяется рядом факторов: распределением в теле пласта литологических разностей и его неоднородности, величиной репрессии, силами гравитации и межфазных натяжений. Глубина проникновения зависит также от качественного состава жидкости, времени контакта и в особенности от количества жидкости, отфильтровавшейся в пласт. В трещины и другие формы полостей в результате инфильтрации переносится и переоткладывается твердая фаза промывочной жидкости: шламом из выбуренной породы заиливаются каналы, сообщающие призабойную зону с эксплуатационным забоем, а при наличии в разрезе толщ каменной соли каналы закупориваются кристаллами соли.
Осаждающиеся во всей полезной емкости пласта закупоривающие материалы значительно засоряют каналы связи пласта со скважиной и снижают его проводимость: блокируются микротрещины, полностью или частично закупориваются поровые каналы, уменьшается эффективный радиус пор. Глинистые частицы, имея большую поверхность, интенсивно гидратируются. Под действием гидратационных и дисперсных сил слабо сцементированные неконтактированные с каркасом породы частицы глин, отрываясь от ее основной массы вследствие суф фозии, скапливаются в зоне пласта, непосредственно примыкающей к эксплуатационному забою. Скопление же их значительно увеличивает в этой зоне водонасыщение. Больше всего глинизируется и оказывается повышенно водонасыщенной именно зона инфильтрации.
В этой зоне фильтрационная способность породы значительно снижается еще вследствие набухания глин, участвующих в породообразо- вании или служащих цементирующим материалом, и из-за эмульсионных пробок, образующихся в пласте.
Все это сильно затрудняет получение притоков нефти и газа из пласта и введение в пласт рабочих жидкостей, при этом повышаются давления вытеснения, снижается эффект от обработки пласта.
Граница раздела между промывочной жидкостью, породой и пластовой жидкостью является местом наиболее активного физико-химическою взаимодействия. На разделах фаз появляются адсорбционные силы и силы прилипания, возникают поверхности свободной энергии, повышается (или понижается) поверхностное натяжение, происходит диспергирование одной жидкости в другой.
Превращения на границах фаз и изменения молекулярной природы твердой поверхности горной породы оказывают разносторонние действия на фильтрацию нефти и газа в пористой или течение их з трещинной среде, усиливающие или, наоборот, ослабляющие показатели фильтрации или течения. Физико-химическим состоянием в конечном счете определяется возможность сохранения или утраты пластом своих природных свойств. Взаимносмешивающиеся жидкости, например, у которых отсутствует поверхность раздела, вытесняются из поровотрещинной среды лучше, чем жидкости, которые смешиваются хуже.
На контакте фаз изменяется, таким образом, смачиваемость горной породы, дисперсность, поверхностное натяжение.
АДСОРБЦИЯ, СМАЧИВАНИЕИ ВЫТЕСНЕНИЕ
Свободное от породы порово-трещинное пространство и пространство каверн, полостей и других форм полезной емкости пласта, имеющие значительные размеры, заполнено жидкостью и газом. Общая поверхность раздела, существующая в пласте, составляет огромную величину. Поэтому нефтегазоносный пласт можно представить себе как высокодисперсную систему, имеющую также огромную удельную поверхность. В таких системах, несомненно, молекулярно-поверхностные явления на границах раздела воздействуют на условия течения жидкости и газа.
Если две несмешивающиеся жидкости (нефть и вода) занимают поры, трещины или другие полости пласта, то каждая из них проявляет активность, стремясь занять поверхность, свободную от частйц породы. В течении в пористо-трещинной среде жидкостей с различными физико-химическими свойствами очень важно, какая из них преимущественно смачивает поверхность частиц. Смачиваемость прежде всего зависит от напряженности межмолекулярных сил: чем меньше полярность и, следовательно, меньше поверхностное натяжение между фазамй, тем жидкость лучше смачивает твердую поверхность. Кроме этого, смачиваемость в очень большой степени зависит от концентрации поверхностно-активных веществ (ПАВ) в жидкости.
Процессы вытеснения в порово-трещинную среду рабочей или промывочной жидкости обусловливаются изменениями свойств нефти и воды на границе с твердой поверхностью, поверхностным натяжением воды на границе с нефтью, краевыми углами смачивания, скоростью коалесценции капель нефти в водной среде и капель воды в нефтяной
среде, скоростью и прочностью прилипание капель нефти и воды к твердой поверхности в водной или же нефтяной среде, механической прочностью адсорбционного слоя на поверхности капель нефти и воды, временем установления равновесного угла смачивания или прилипания капель к твердой поверхности в водной и нефтяной среде, вязкостью нефти и воды, физической проницаемостью пористой и проводимостью трещинной среды, характеристикой поверхности зерен и стенок микротрещин, градиентом давления и скоростью вытеснения [5].
Из всех перечисленных явлений самым значительным является адсорбция.
Под адсорбцией следует понимать концентрирование под влиянием молекулярных сил каких-либо молекул из объема коллоидной жидкости на границах разделов фаз или на твердой поверхности тела.
Но под адсорбцией обычно понимаются очень многие сложные физико-химические процессы в призабойной зоне. Тонкость этих процессов обусловлена большим количеством самых различных явлений, а также присутствием или даже активным участием в них множества всевозможных тел, представленных в виде отдельных химических элементов или находящихся в агрегатном состоянии. И, естественно, что каждое из них выступает в физико-химических процессах со своей индивидуальностью и фазовым состоянием, претерпевающим в динамическом процессе вскрытия и обработки пласта всевозможные превращения.
Молекулы, атомы и ионы, притягиваясь к различным поверхностям разделов твердых, жидких и газообразных тел, снижают на их границах межфазные натяжения. Вследствие адсорбции газы поглощаются твердыми телами, и твердые тела смачиваются жидкостями. Последние на поверхности твердого тела образуют слой, отличающийся по своим физическим свойствам от остальной ее массы в объеме. Величина газа, адсорбируемого твердой поверхностью, существенно зависит от температуры и давления, физико-химических свойств адсорбента и адсорбируемого тела. Скорость адсорбции может изменяться в очень широких пределах. Адсорбция интенсивно протекает вначале, а затем сильно замедляется. Медленный процесс адсорбции в его конечной стадии объясняется проникновением в очень тонкие поры адсорбента адсорбируемого вещества.
Адсорбция может быть физической или химической. Химическая адсорбция, так же как и физическая, может протекать мгновенно или с определенной скоростью. Все адсорбционные процессы самопроизвольны и приводят к уменьшению поверхностной энергии, следовательно, они являются экзотермическими.
С адсорбционными явлениями связано также изменение концентрации растворенного вещества по сравнению с концентрацией жидкости в свободном объеме на поверхности раздела ее с газом или с другой, не смешивающейся с ней жидкостью. В тех случаях, когда концентрация на поверхности раздела больше, чем в свободном объеме, адсорбция положительна, а в других случаях она отрицательна. При положительной адсорбции поверхностное натяжение уменьшается.
Тончайший мономолекулярный слой, самопроизвольно образованный из молекул и атомов, вступивших в соприкосновение с различными ЖИДК0С1ЯМИ и горной породой, радикально изменяет ход течения жидкости или газа в пласте — то закрывая доступ одним и открывая другим, то полностью преграждая путь течению жидкостей в пористотрещинной среде. Смачивающаяся поверхность перестает быть смачивающейся, а поверхность, которая свободно покрывалась пластовой жидкостью или газом, теперь их от себя даже отталкивает. Таким образом, адсорбция существенно изменяет условие течения материнской жидкости в пласте.
Молекулярно-поверхностные явления смачивания и вытеснения в пласте в настоящее время стали намного доступнее пониманию и существенно поддаются воздействию. Регулируется также кинетика этих процессов; их можно теперь предельно замедлить или очень сильно форсировать.
В процессах вскрытия и обработки пласта в трещинно-пористой среде в- результате воздействия извне образуются поверхности раздела между водой и природным газом, нефтью и водой и др. Вода более Полярная, чем воздух. Так как они между собой по своей полярности значительно отлйчаются, то поверхностное натяжение между дистиллированной водой на границе с воздухом достаточно высокое и состав ляет 72,8 эрг/см2. Поэтому растворенные в воде ПАВ своей гидрофобной группой обращаются в сторону воздуха, а гидрофильной — в сторону воды.
Поверхности раздела между нефтью и водой в работах по обработке пласта образуются на каждом из этапов технологического процесса. В них менее полярной фазой является углеводородная жидкость, а более полярной — вода. В этом случае молекулы, находящиеся в нефти и воде, обращаются в поверхностном слое своей гидрофобной группой в сторону нефти, гидрофильной — к воде.
Минеральные основания и соли, растворенные в воде, увеличивают поверхностное натяжение воды на границе с неполярной углеводородной жидкостью.
Органические соединения в пластовых водах — соли нафтеновых кислот, адсорбируясь на поверхности раздела вода — углеводородная жидкость, наоборот, снижают поверхностное натяжение.
Большое значение имеют методы оценки характера и величины адсорбции, особенно на твердых адсорбентах. Величина адсорбции на твердых телах определяется измерением количества вещества, адсорбировавшегося на твердой поверхности, или измерением концентрации раствора до и после контакта.
Существует ряд методов определения адсорбции (колориметрический, спектрофотометрический, радиометрический и др.). Однако точное определение физической или химической адсорбции в ряде случаев встречает большие трудности. В лабораторных опытах концентрация с точностью, достаточной для практических целей, часто определяется косвенно по величине поверхностного натяжения.
При обработке пласта наибольшую роль играет адсорбция на разделе горная порода —раствор ПАВ. ПАВ тем больше адсорбируются на границе раздела твердое тело — жидкость, чем больше между ними разность полярностей. Характер адсорбции зависит от природы ПАВ и поверхности адсорбента. Зная минералогический и литологический состав горных пород, можно заранее предсказать интенсивность адсорбции ПАВ на породах. Большой адсорбционной способностью обладают глины, особенно когда они бывают в диспергированном состоянии, например в глинистых растворах. Наиболее интенсивно на глинах адсорбируются катионактивные ПАВ.
При этом существенное значение имеет минералогическая природа глин и их физико-химические свойства. А вообще адсорбция на поверхности горных пород, слагающих стенки скважин, заведомо будет ниже, чем в шламе, выходящем с промывочной жидкостью с забоя, вследствие высокой дисперсности его частиц.
Если твердая поверхность гидрофильна, то полярная часть молекулы растворенного вещества обращается к твердой поверхности. Неполярная же ее часть обращается в сторону малополярного или неполярного растворителя. Так, для поверхности раздела кварц — нефть полярные группы молекул обращаются в сторону кварца, неполярные — в сторону нефти.
Для поверхности раздела кварц — вода ориентация молекул зависит от свойств вещества, растворенного в воде.
Если пористая среда сложена из зерен с гидрофобной поверхностью, то полярные группы молекул обращаются в сторону воды; в сторону же адсорбента обращаются гидрофобные группы молекул.
Гидрофобные вещества (уголь, графит, тальк) лучше адсорбируют ПАВ из водных растворов и слабо адсорбируют из малополярных жидкостей. Наоборот, гидрофильные вещества (силикагель, глины) лучше адсорбируют ПАВ из малополярных жидкостей. На поверхности кварца очень интенсивно адсорбируются из нефти высокомолекулярные нафтеновые кислоты.
Адсорбция активных компонентов нефти твердой поверхностью тем интенсивнее, чем она более гидрофильна. Поэтому глины лучше, чем песчаник, адсорбируют ПАВ из нефти.
Карбонатные породы менее гидрофильны, чем песчаник, поэтому при фильтрации нефти через водонасыщенную карбонатную породу активные компоненты нефти адсорбируются на их поверхности интенсивнее, чем при течении нефти через водонасыщенные пески, имеющие такую же проницаемость, как и карбонатные породы. То же происходит в микротрещинах карбонатных пород.
Присутствующие в нефти компоненты, такие, как асфальтены, смолы, высокомолекулярные жирные и нафтеновые кислоты, адсорбируются из нее тем интенсивнее, чем больше содержится их в нефти. Кроме того, их адсорбция зависит еще от количества связанной воды, содержащейся в пласте, и ее состава.
Поверхностное натяжение о обычно определяется как избыток свободной энергии поверхностного слоя жидкости в 1 см2 по сравнению с энергией слоя той же толщины внутри жидкости. Величина о при этом измеряется в эрг/см2.
В другой интерпретации поверхностное натяжение можно рассматривать как силу, отнесенную к единице длины, т. е. к 1 см линии^ ограничивающей поверхность жидкости. Эта сила принимается за единицу поверхностного натяжения и выражается в дин/см.
В процессах обработки пласта обычно исследуется о воды на границе с нефтью и нефти и воды на границе с природным газом. Поверхностное натяжение на границе вода — нефть определяет дисперсность нефти и воды, воды в нефти, характер эмульсии и условия прилипания капель воды и нефти к твердой поверхности трещинно-пористой среды.
О влиянии смачиваемости на процессы воздействия указывалось выше. Смачиваемость характеризует молекулярную природу взаимодействия минеральной поверхности твердого тела с другими телами и определяет количество и пространственное расположение в порах и микротрещинах пласта начальной водонасыщенности и остаточной нефти; она оказывает большое влияние на фазовую проницаемость, величину и знак капиллярного давления и др. При этом силы молекулярного взаимодействия и капиллярного давления стремятся сохранить непрерывность в насыщенности порово-трещинной среды, а гравитационные силы действуют в направлении полного вертикального разделения фаз. Степень смачиваемости устанавливается краевым углом смачивания 9. Различают три положения капель нефти на твердой поверхности, в водной среде и капель воды в нефтяной среде: когда угол 0 (отсчет принято вести в сторону более полярной жидкости) меньше 90°, равен или больше 9°. При 6<90° вода лучше смачивает твердую поверхность (cos9>>0), при 6>90° поверхность лучше смачивается нефтью.
В первом случае поверхность будет гидрофильной, во втором — гидрофобной. Переходная точка, соответствующая краевому углу смачивания 6 = 90°, называется точкой инверсии Полное смачивание по 88
верхности минерала каплей нефти в водной среде соответствует углу 0=180° или cos 0=1. Такая поверхность называется абсолютно гидрофобной.
Кривая зависимости поверхностного натяжения о от концентрации растворенного вещества С в объеме растворителя при постоянной температуре называется изотермой поверхностного натяжения.
К числу наиболее отрицательных последствий от проникновения воды в пласт следует отнести вытеснение из призабойной зоны материнской жидкости и смачивание водой порово-трещинной поверхности. На поверхностях раздела инородной и материнской жидкости и горной породы возникают силы, которые снижают свободную энергию молекулярного поля и увеличивают между ними поверхностное натяжение.
Лабораторные опыты и промысловые наблюдения, связанные с необратимым снижением проницаемости пористой среды, вызванным инфильтрацией, и данные частичного восстановления проницаемости растворами ПАВ показывают, что полученные результаты для одних пластовых условий не могут быть распространены на другие. Очевидно, это происходит потому, что не все физико-химические свойства реальных нефтей при этом полностью учитываются. А особые их свойства прежде всего определяются наличием в нефтях поверхностно-активных компонентов и растворенных в них твердых компонентов (смол и парафинов). Поверхностно-активные компоненты нефти, адсорбируясь на границе раздела фаз (нефть — поверхность пористой среды и нефть — вода), могу вызвать изменение смачиваемости поверхности пористой среды и привести в определенных условиях к образованию на границе с водой твердообразных пленок, изолирующих одну от другой капли воды в пористой среде; это в свою очередь может привести к гидро- фобизации поверхности.
Особенно усиливаются отмеченные явления из-за наличия в нефти асфальто-смолистых веществ и главным образом асфальтенов. Асфальтены— высокомолекулярные соединения, физические свойства которых сильно отличают их от смол. Растворимость асфальтенов в углеводородных жидкостях очень зависит от их природы. Присутствие в нефтях асфальтенов обусловливает окраску углеводородных жидкостей. Асфальтены конденсируются в адсорбционном слое на границе раздела фаз, вследствие чего процесс приобретает необратимый характер. Наличие асфальтенов в нефти является основной причиной образования не расслаивающихся со временем устойчивых эмульсий, не отмывающихся даже керосином и другими растворителями.
Адсорбция асфальтенов увеличивает угол смачивания стекла до 70°, а кварца — до 47—50° [46].
Сказанное хорошо подтверждается опытными работами по обработке пласта в НПУ Бориславнефть [54]. Содержание в добываемой нефти асфальтенов превышает в этом районе 2%. Образующиеся в процессе эксплуатации скважин в призабойной зоне асфальтеновые пробки пытались вымывать газоконденсатом со следующей характеристикой: плотность 0,785 г/см3, вязкость 1,05 спз, начало кипения 84° С, содержание бензиновых фракций 43%, лигроиновых 39%, керосиновых 18% Однако этот процесс оказался малоэффективным.
В следующем этапе работ по интенсификации добычи нефти применили в качестве растворителя не газоконденсат приведенной выше характеристики, а полученный при добыче продукт его переработки. Новый растворитель имел следующие показатели: плотность 0,805 г/см\ вязкость 7,3 спз, начало кипения 135°С, содержание бензиновых фракций до 5%, лигроиновых 60%, керосиновых 35%.
Этот продукт по сравнению с первым обладает более высокими технологическими показателями: большее содержание лигроино-керосиновых фракций должно было обеспечить растворение высокомоле- 89
кулярных соединений нефти. Тем не менее работа и с этим растворителем не привела к желаемым последствиям. Только после того- как в указанный растворитель ввели хорошо растворяющееся в нем неионогенное ПАВ, процесс прошел успешно и асфальтено-смолистый барьер был разрушен, а призабойная зона очищена. Дебит нефтяных скважин устойчиво повысился на 25—30%.
Из приведенного примера ясно видны влияние индивидуальной характеристики нефти на процессы ее добычи и особенно затруднения, вызываемые присутствием в нефти асфальтенов.
При вскрытии нефтяного пласта в призабойной зоне возможны следующие явления: вытеснение из призабойной зоны нефти водой, воды нефтью, одной воды другой, выделение из нефти и воды газа, растворение газа в воде и нефти, совместная их фильтрация с газом.
Если вода проникла в призабойную зону, то при обратном вытеснении ее в скважину некоторое количество воды остается в этой зоне. При этом, чем больше остается воды, тем будет меньше нефтепронш цаемость.
Количество воды, остающейся в призабойной зоне, т. е. ее водона- сыщенность, значительно возрастает с увеличением в породе глин и особенно при содержании в ней малоактивной нефти. С ростом карбо- натности породы и активности нефти количество воды снижается. Поэтому особенно необходимо предотвращать проникновение воды в пласт, содержащий глинистую породу и насыщенный малоактивными нефтями.
В тех же породах, в которых глинистая фракция незначительна или отсутствует, снижение нефтепроницаемости будет тем больше, чем меньше карбонатность коллектора, активность нефти и щелочность проникшей в призабойную зону воды.
Для испытания или освоения безводной нефтяной скважины и обеспечения высокой ее производительности, очевидно, нужно' полностью восстановить пропускную способность эксплуатационного забоя и призабойной зоны, ликвидировав последствия от физико-химических процессов, снижающих при вскрытии пласта его проницаемость.
Следует добиваться уменьшения количества погребенной или остаточной воды в призабойной зоне путем плавного удаления ее из рыхлых пород и созданием резких депрессий в породах, устойчивых против разрушений. Следовательно, для ускорения процессов возбуждения притоков необходимо, чтобы вода, проникающая в призабойную зону, особенно если коллектор водочувствителен, не ухудшала бы проницаемость продуктивной породы.
Когда в пласт вводится рабочая или промывочная жидкость, то она оттесняет нефть и смешивается со связанной водой. При этом ПАВ адсорбируются на твердой поверхности и уменьшают ее гидратирован- ность. Вместе с тем адсорбция ПАВ происходит и на разделе нефть — вода, что приводит к уменьшению поверхностного натяжения воды на границе с нефтью.
При последующем поступлении из отдаленных зон пласта нефти снижается количество проникшей в пласт воды по сравнению с погребенной и увеличивается нефтепроницаемость породы.
Полярными компонентами нефти, придающими ей высокую активность, в основном являются органические кислоты. Однако существуют нефтерастворимые ПАВ более сильного действия, чем эти кислоты.
Действие нефтерастворимых добавок сводится к следующему. Если на твердой поверхности имеется прилипшая к ней капля воды в среде нефти, то с повышением активности нефти сильно возрастает угол смачивания, так как сродство нефти с твердой поверхностью увеличивается. С ростом краевого угла смачивания прочность прилипания капли воды к твердой поверхности убывает, в результате чего повы- 90
шается возможность отрыва ее от твердой поверхности при продвижении нефти к эксплуатационному забою скважины.
Если связанная вода щелочная, то она взаимодействует с активными компонентами нефти и образует мыла. Последние, адсорбируясь на твердой поверхности, уменьшают ее гидратацию, а адсорбируясь на разделе нефть — вода, снижают поверхностное натяжение воды на границе с нефтью. В результате этого увеличивается возможность разрыва гидратного слоя и капли воды легко удаляются течением нефти.
Важную роль играет дезинтеграция глинистых компонентов породы при проникновении в пласт воды.
В этих случаях необходимо вытеснением в пласт водных растворов ПАВ дегидратировать поверхность частиц и методом плавного запуска удалять их оттуда. Как показала практика, это лучше всего достигается применением неионогенных ПАВ.
Таким образом, большая глинистость коллектора, неактивность содержащейся в нем нефти, небольшое содержание в коллекторе погребенной воды и малая его карбонатность представляют собой те природные условия, в которых проникновение воды извне особенно сильно снижает нефтепроницаемость пласта.
При прочих равных условиях щелочная вода, проникшая в пласт, меньше ухудшает коллекторские свойства, чем жесткая. При этом степень минерализации воды здесь играет первостепенную роль.
Повышение нефтепроницаемости достигается снижением насыщенности призабойной зоны остаточной водой при помощи ПАВ.
ОТЛОЖЕНИЕ В ТРЕЩИНАХ КРИСТАЛЛОВКАМЕННОЙ СОЛИ
Продуктивные породы осинского горизонта на Аговской площади (Иркутский амфитеатр) перекрыты мощной толщей каменной соли (600 м^, пластическая деформация которой начинается при давлении 15 кГ/см2. Мощная же толща соли (180 м^ разделяет продуктивные осинский и мотский горизонты и, по-видимому, является между ними перемычкой, преграждающей вертикальную миграцию нефти и газа.
Помимо этого каменная соль принимает участие в породообразо- вании нефтяного коллектора, в его вещественном составе.
Промывочные растворы, которыми вскрывают этот пласт, имеют очень высокую концентрацию соли, кроме того, промывочная жидкость насыщается солью искусственно на поверхности и обогащается еще естественным путем при циркуляции и непрерывном с нею контакте.
В перенасыщенных солью растворах вследствие значительных изменений гидростатического давления и температуры в стволе скважины и особенно при вытеснении раствора в пласт в них постоянно нарушаются равновесное состояние солевого состава и его концентрация. А так как фильтрационная способность рассолов достаточно высока (продуктивные трещины при вскрытии еще не сомкнулись), то они в этом динамическом процессе активно переносят кристаллы соли и за время разбуривания продуктивной породы переоткладывают их в порово-трещинной среде призабойной зоны, вызывая закупорку коллектора. Не менее отрицательные факты закупорки в связи с выпадением кристаллов соли наблюдаются также в пластах, насыщенных связанной водой с высокой концентрацией растворенных в ней солей различных минералов.
Снижение температуры призабойной зоны промывочной жидкостью при вскрытии вызывает выпадение кристаллов соли, содержащейся в составе воды, что также может затруднить сообщение в каналах связи.
Примеры закупорки пласта кристаллами каменной соли на месторождениях США (Огайо и др.) известны из литературы. Подобные же
91
факты обнаружились и на площадях Иркутского амфитеатра (Атов- ской, Марково).
В скв. 15 на Марковской площади при ее исследовании на разных режимах были получены следующие данные (табл. 10).
Таблица 10
Диаметр штуцера, мм
Дебит до мероприятия
Давление, кГ/см2
Дебит после мероприятия
нефти, м5'сутки
газа, тыс. м3/сутки
нефти, M^jcymKU
газа, тыс. м1!сутки
25
82
276
30
42
168
16
72
225
76
46
164
10
53
145
НО
29
93
8
38
92
125
—
—
В процессе испытания пласта возникла необходимость произвести ремонт лифта, для чего прервали приток, вытеснив в скважину 35 м3 рассола. После запуска скважины (по окончании ремонта) и установления режима ее работы через 25-aim штуцер дебит скважины вместо 82 м3( сутки нефти и 276 тыс. м3] сутки газа составил лишь 42 м3{ сутки нефти и 168 тыс. м3[сутки газа, т. е. по нефти дебит уменьшился приблизительно в 2 раза.
НАБУХАНИЕ ГЛИН
В нефтегазоносных месторождениях все многообразие явлений, обнаруживающихся при изучении очень сложных физических процессов, сопровождающих их формирование и разработку, тесно связано с присутствием глинистых минералов и слоев глин в разрезе продуктивной толщи [63].
Глины, встречающиеся в природе, состоят из кристаллов решетчатого строения, в которых атомы и ионы в пространственной решетке располагаются закономерно.
По минералогическому составу глинистые породы полиминеральны и обычно характеризуются преобладанием одной из трех главнейших групп глинистых минералов: монтмориллонито-бейделлитовой, гидро- слюдисто-иллитовой, каолинито-галлуазитовой. Наибольшими свойствами набухания в присутствии влаги обладает первая из перечисленных групп минералов.
Принятой в настоящее время является схема структуры монтмориллонита, предложенная Гофманом, Энеделлем и Вильмом. Предполагается, что структура монтмориллонита имеет много общего со структурой пирофиллита и талька, но в отличие от этих минералов в монтмориллоните двойные слои кремнекислородных тетраэдров (SiO4), соединенные слоями А12(ОН)6 или Mg3(OH)6, разделены слабосвязанной водой [НО].
Вода, находящаяся между силикатными слоями монтмориллонита, может поглощаться или выделяться им с изменением параметра решетки по оси С. При поглощении воды происходит линейное набухание, а при ее выделении — линейное сокращение объема монтмориллонита. Для воздушно-сухого монтмориллонита расстояние между плоскостями (001) равно 15 А, а после высушивания оно уменьшается до 10,5 А. Высушенный монтмориллонит вновь жадно поглощает воду и набухает, а расстояние между плоскостями (001) увеличивается. Поглощение воды и ее выделение обратимы до 550° С. Толщина силикатных пакетов монтмориллонита составляет около 6,0 А, ширина межпакетных про- 92
странств при отсутствии воды равна 3,2 А; при содержании около 30% вес. воды расстояние между силикатными пакетами должно составить приблизительно 13 А.
Зависимость между числом поглощенных молекул воды и между- плоскостными расстояниями (tZ = 001) следующая (в А):
2Н2О 9,64
8Н2О 12,4
14НаО 15,4(воздушно-сухое
состояние монтмориллони
тов)
20Н2О18,4(мокрое состояние
монтмориллонитов)
26Н30 21,4
Монтмориллониты, насыщенные обменным натрием (натриевые монтмориллониты), набухают сильнее, чем монтмориллониты, насыщенные обменным кальцием (кальциевые монтмориллониты). В литературе еще мало опубликовано работ по влиянию на набухаемость монтмориллонитов ПАВ.
Для исследования (лаборатория ВНИГНИ, руководитель Г. И. Носов) была взята чисто монтмориллонитовая глина (Крымского месторождения). Из тонкополеитовой части этой глины (<0,001 мм^ были приготовлены три ориентированных препарата на предметных стеклах в виде тонкой пленки. Препараты были насыщены'дистиллированной водой, водным раствором ОП-7 (0,1%) и водным раствором смеси двух ЛАВ ОП-7 (0,1%) и катапина-А (0,1%). На рентгеновском аппарате УРС-55И эти препараты были сняты сначала в сухом состоянии и затем после насыщения глицерином.
Полученные дифрактометрические кривые с сухих препаратов показали почти одни и те же величины межплоскостных расстояний (отражение 001 от 15,09 до 15,52 А, отражение 002 от 7,55 до 7,80 А и т. д.), сцойетвенные кальциевым монтмориллонитам, содержащим ■в межпакетных промежутках два мономолекулярных слоя воды? Это указывает на то, что исследуемая глина, насыщенная тремя разными жидкостями, после высыхания не изменяет свою структуру.
Дифрактометрические кривые, снятые с препаратов, насыщенных глицерином, показали существенно иную картину. У препаратов, смоченных дистиллированной водой и водными растворами ПАВ, межплоскостные расстояния гбыли увеличены одинаково до соответствующей величины для разбухшего монтмориллонита (отражение 001 — 18,35 кХ, ■отражение 002 — от 9,24 до 9,28 кХ), что указывает на присутствие в межпакетных промежутках молекул глицерина. Иначе говоря, действие дистиллированной воды и водных растворов ПАВ на разбухаемость монтмориллонитовых глин одинаково, т. е. насыщение водными растворами ПАВ этих глин не препятствует увеличению их объема. Как видно из рис. 17, межплоскостное расстояние решетки по оси С увеличивается примерно на 3 А. Проникновение влаги по плоскостям -спайности происходит при достаточно'низких давлениях.
Росс [142] установил, что в результате увеличения прослоек воды между отдельными слоями объем некоторых натриевых бентонитовых глин увеличивается в 8—10 раз по сравнению с первоначальным объемом их сухого вещества. Аналогичные данные приводятся и в другой работе [84].
Лабораторные исследования позволяют представить механизм набухания глин в пластовых условиях, где стесненность и напряжение, надо полагать, накладывают на это явление свой отпечаток.
Рис. 17. Рентгеновские дифрактограммы монтмориллонитовых глин после обработки дистиллированной водой и водными растворами поверхностно-активных веществ. а — дистиллированной водой; б — водным раствором ОП-7 (0,1%); в —водным раствором смеси двух поверхностно-активных веществ ОП-7 (0,1%) и катапина А (0,1%).Препараты: а — исходный; б — насыщенный глицерином.Рис. 17. Рентгеновские дифрактограммы монтмориллонитовых глин после обработки дистиллированной водой и водными растворами поверхностно-активных веществ. а — дистиллированной водой; б — водным раствором ОП-7 (0,1%); в —водным раствором смеси двух поверхностно-активных веществ ОП-7 (0,1%) и катапина А (0,1%).Препараты: а — исходный; б — насыщенный глицерином.
Рис. 17. Рентгеновские дифрактограммы монтмориллонитовых глин после обработки дистиллированной водой и водными растворами поверхностно-активных веществ. а — дистиллированной водой; б — водным раствором ОП-7 (0,1%); в —водным раствором смеси двух поверхностно-активных веществ ОП-7 (0,1%) и катапина А (0,1%).
Препараты: а — исходный; б — насыщенный глицерином.
Рис. 17. Рентгеновские дифрактограммы монтмориллонитовых глин после обработки дистиллированной водой и водными растворами поверхностно-активных веществ. а — дистиллированной водой; б — водным раствором ОП-7 (0,1%); в —водным раствором смеси двух поверхностно-активных веществ ОП-7 (0,1%) и катапина А (0,1%).
Препараты: а — исходный; б — насыщенный глицерином.
Но, однако, опыт возбуждения притоков нефти и газа и разработки нефтегазоносных пластов, геологический разрез которых содержит прослои глин, не оставляет сомнений в правомерности перенесения результатов лабораторных исследований в промысловую практику.
Особо тяжелые, иногда даже непоправимые последствия оставляет влага в нередко встречающихся в геологическом разрезе нефтяных и газовых месторождений водочувствительных коллекторах. Чувствительность к воде таких коллекторов находится в прямой зависимости от количества глин в породообразующем материале и их минералогического состава.
Глины в пласте набухают по плоскостям спайности силикатов в результате проникновения воды или фильтратов всевозможных промывочных жидкостей, при помощи которых вскрывается пласт, что приводит к разделению частиц глины и увеличению межплоскостных расстояний кристаллической решетки. Вследствие этого в капиллярных каналах уменьшается живое сечение.
В. М. Барышевым было показано, что образцы понтической глины, взятой из разрезов нефтяных месторождений Апшеронского полуострова, в зависимости от солевого состава воды изменялись в объеме в 3—4 раза. Жесткие воды при этом мало изменяют их объем, но щелочные воды увеличивают объем глин весьма значительно. Точно так же действуют растворы ПАВ, имеющие щелочную реакцию.
Глинистость контролирует пористость, проницаемость и водонасы- щенность коллектора, т. е. фильтрационные и емкостные свойства пласта.
Набухание глин, присутствующих в продуктивной породе, значительно ухудшает условия фильтрации пористой среды. Равно снижается гидропроводность микротрещин, когда они заполнены глинистыми минералами. Как будет показано ниже, удаление и очистка трещин от глины представляет собой самостоятельную и в случае их набухания довольно нелегкую задачу.
94
ВЫТЕСНЕНИЕ В ПЛАСТГЛИНИСТОГО РАСТВОРА
Возможность вытеснения в пласт воды или фильтратов различных промывочных жидкостей, в числе которых имеются в виду также фильтраты глинистого раствора, особых сомнений не вызывает. Проникновение их отрицательно сказывается на фильтрационной способности нефтегазоносного пласта. Призабойная зона, как правило, вследствие этого безвозвратно или с возвратом, но теряет какую-то долю от своей естественной проницаемости. При этом, чем дольше продуктивная порода остается под воздействием столба инородной жидкости и чем больше величина репрессии у забоя, тем доля потерь проницаемости больше. На практике отмечено много случаев полной потери проницаемости у околостеночного пространства эксплуатационного забоя и отсутствия из-за этого сообщения скважины с пластом.
Очень убедительным примером может служить бурение в одном стволе двух эксплуатационных забоев, отстоящих один от другого всего на расстоянии 10 м, но с применением при проходке в продуктивной толще разных промывочных жидкостей. По существу, в одной точке пласт вскрывался дважды, а полученные результаты отличались между собой значительно: производительность скважины, пробуренной с промывкой забоя раствором на нефтяной основе, оказалась в 8 раз выше, чем производительность ее при бурении с соленой водой [138].
Не менее интересный факт был приведен Ф. И. Котяховым [34]. Одна американская фирма, рассчитывая получить практические данные о проникновении в пласт воды, решила расширить эксплуатационный-забой и использовала при вскрытии воду. Скважина до этой операции эксплуатировалась с дебитом 1040 м3[ сутки нефти и 1 557 000 м3[ сутки попутного газа. Для проведения намеченных работ приток продукции из скважины прервали при помощи глинистого раствора, вытесненного в пласт, а затем расширили забой. После этих работ производительность скважины восстановить уже не удалось (она установилась на уровне 560 м3[сутки нефти и 793 000 м3[ сутки газа, т. е. снизилась примерно в 2 раза). В процессе промывки в пласт вытеснилось 528 м3 воды, из которых обратно с продукцией было получено только 160 л^3.
Ф. И. Котяховым на лабораторных моделях показано, что глинистый раствор в поры песка проникает слабо. На поверхности песка образуется плотная глинистая корка толщиной 2,0—2,5 мм, которая от песка легко отделяется.
Хотя Н. В. Орнатский, один из немногих исследователей этого вопроса, считает, что «частицы глинистой фракции вообще способны проникать даже в мелкозернистый песок на весьма значительную глубину», но, по его же данным, при концентрации глинистой суспензии около 0,1 % глубина проникновения составила всего 50 см слоя песка, сквозь которые прошло 25% частиц глины [68].
О возможности проникновения глинистой суспензии в пласт можно судить по данным, полученным из промысловой практики. В скв. 510 разрабатывались рыхлые песчаные породы средней части подкирма- кинской свиты продуктивной толщи в Ленинском нефтяном районе (Азербайджанская ССР). Около пяти лет она эксплуатировалась с высокой производительностью и к моменту описываемого ниже случая дебит ее составлял 130 т[сутки. На расстоянии 75 м от скв. 510 бурилась скв. 972, которая проектировалась на нижнюю часть той же под- кирмакинской свиты. Бурение в ней производилось с очисткой забоя 1линистым раствором удельного веса 1,24 Г [см3 и происходило нормально. Также нормально эксплуатировалась скв. 510. Но когда долото в скв. 972 врезалось в глубь породы всего на 1—2 мм и обнажило
кровлю средней части подкирмакинской свиты, произошло следующее. С огромным гулом, который хорошо был услышан на расстоянии около 50 м от буровой, в скв. 972 пропала циркуляция раствора (уход в пласт); буквально одновременно с этим перестала давать продукцию скв. 510. Проверка состояния последней показала, что в скважине поднялся столб глинистого раствора. Промывка циркуляцией нефти и последующий пуск скважины воздушным подъемником результата не дали.
Скважину в течение более шести месяцев оттартывали желонкой, непрерывно удаляя из нее глинистый раствор. Только после длительных работ удалось все же ввести скважину в эксплуатацию, но уже со значительно более низким дебитом, который, несмотря на предпринятые различные меры, выше 30 -футки поднять не удалось.
Так как в разработке находились рыхлые и слабо сцементированные пески подкирмакинской свиты, то допустить наличие в них карстовых или других видов полостей и трещин было нельзя. Следовательно, поровое пространство по крайней мере в радиусе 75 м от скв. 510 при потере циркуляции скв. 972 (перепад 120 кГ{смг^ было насыщено глинистым раствором, вследствие чего намного повысилось общее сопротивление фильтрации и осложнилось движение пластовой нефти к эксплуатационному забою.
Превышение давления столба глинистого раствора над пластовым давлением отрицательно влияет на фильтрационную способность пласта. Прежде всего, нельзя согласиться с предположением, что так как размеры частиц глины и диаметр каналов, образованных в пласте порами, — величины приблизительно одного порядка (5—25 мк), то возможность проникновения глинистых частиц в пласт исключается полностью. Конечно, если дренажная сеть пористой среды были бы образована каналами из одних только пор, то, возможно, проникновение в пласт твердой фазы в основном зависело бы от размера частиц твердой фазы, размеров пор и их распределения в призабойной зоне и, наконец, репрессии.
Тогда в пористой среде образовывалась бы, как это получалось у Ф. И. Котяхова, перемычка из твердых частиц и глинистая корка откладывалась бы действительно на небольшом расстоянии от ствола скважины [33, 139].
Геологические условия формирования залежи, претерпевающие особо большие изменения от вторжения в нее долота и нанесения породе механических разрушений, сильно отличаются от условий идеального распределения в породе пор и полостей.
Образующиеся на стенках скважин «заколы» при вскрытии, а также естественные микротрещины, свойственные коллектору, раскрываются при повышении давления и возникновении у забоя репрессии. Поэтому во все время проходки непосредственно в продуктивной толще в пласт вытесняется не только фильтрат, но и глинистый раствор со своими твердыми частицами глины (а в процессе цементирования скважины — частицы цемента).
В зависимости от величины поддерживаемой у забоя репрессии, времени контакта и механических свойств породы проникновение в глубь пласта частиц цемента, глины и др. может иметь очень большую протяженность и охватить значительную область естественного резервуара, питающего скважину. При этом сеть дренажной системы, состоящая из капиллярных каналов и естественных микротрещин, берущих начало у стенок скважин, может оказаться закупоренной осевшей на стенках микротрещин и фильтрационной поверхности пористой среды
коркой глины, цементом и другими твердыми частицами, свободно проникшими в пласт при его вскрытии, и особенно от длительного воздействия столба глинистого раствора го время разбуривания продуктивных пород, а также вынужденных перерывов в бурении.
ЭМУЛЬСЕОБРАЗОВАНИЕ
Эмульсии представляют собой дисперсные системы двух жидкостей, не растворимых или мало растворимых одна в другой. Жидкость, диспергирующаяся в виде мелких капелек (глобул) в другой жидкости, является внутренней или дисперсной фазой эмульсии. Внешней или сплошной средой для дисперсной фазы служит вторая жидкость.
Под дисперсностью эмульсии понимается степень раздробленности дисперсной фазы. Основной характеристикой для всех дисперсных систем (коллоидных растворов, пен, суспензий) является дисперсность, измеряемая обратной величиной диаметра эмульгированных частиц.
Только искусственно можно приготовить дисперсную систему из частиц одного размера: такие системы называются монодисперсными. Большинство же дисперсных систем содержит частицы разных размеров, и они полидисперсны.
По своим свойствам эмульсии близко подходят к свойствам коллоидных растворов, хотя величина диспергированных частиц у них разная. Одно из отличий между ними состоит в том, что частицы мик- рогетерогенных систем, к которым относятся эмульсии, хорошо наблюдаются под обычным микроскопом; ультрамикрогетерогенные частицы коллоидных растворов под таким микроскопом не видны.
Согласно теории П. А. Ребиндера [82] при образовании эмульсии увеличивается поверхность дисперсной фазы. Но для ее увеличения требуется затратить определенную энергию, концентрирующуюся на границах раздела между двумя жидкостями.
Естественно, что глобулы дисперсной фазы в дисперсной, среде принимают форму шара, так как такая форма имеет наименьшую поверхность и для своего образования требует меньше затрат энергии. Наличие свободной энергии на поверхности раздела способствует слиянию капель (коалесценции). Но этому препятствуют присутствующие в устойчивых эмульсиях эмульгаторы, стабилизирующие эмульсию При их отсутствии в определенных условиях эмульсия может легко расслоиться.
В единице дисперсной системы (например, в 1 л воды 1%-ной высокодисперсной эмульсии) количество глобул исчисляется триллионами, а поверхность их измеряется десятками квадратных метров. Понятно, что на таких больших поверхностях может адсорбироваться огромное количество эмульгаторов.. Термодинамически такие эмульсии в высокой степени устойчивы и представляют собой равновесные системы.
Для нефтяных эмульсий основным показателем является устойчивость, измеряемая временем, в течение которого эмульсия не расслаивается
Факторами, определяющими формирование эмульсии и ее устойчивость, являются: образование на поверхности капелек воды адсорбционно-сольватных слоев, повышение их структурно-механических свойств, концентрация на границах раздела стабилизаторов эмульсий. Кроме большой серии органических эмульгаторов и минеральных примесей, присутствующих вместе с нефтью в природных условиях: нафтеновых кислот, смол, асфальтенов, парафинов, порфиринов, церезинов, металлических и кремнийорганических соединений, эмульгаторами могут служить также неорганические вещества: глины, кварцевый песок 7 Г T Овнатанов gj
и другие горные породы, содержащиеся в дисперсном состоянии в нефти или пластовой воде.
Анализ физико-химических свойств многих образцов нефтей, добываемых на месторождениях СССР, показывает на присутствие в них ПАВ, попутных органических эмульгаторов (составляющих в нефти твердые компоненты) и минеральных примесей. Все они создают прочную естественную основу для образования очень стойких, вязких, сопротивляющихся сдвигу структурированных гидрофобных или гидрофильных эмульсий. Эмульгаторами же являются также электролиты, присутствующие в водах, сопутствующих залежи нефти.
Из факторов, стабилизирующих эмульсию, основным является ее водная фаза, изменяющая условия гидрофобизации твердых частиц.
Ф. И. Котяхов впервые в работе [35] высказал мысль о возможности образования в призабойной зоне эмульсий. В этой работе он писал, что пластовая нефть при соприкосновении с водой, вытесняющейся в пласт, легко образует устойчивую эмульсию, т. е. смесь с очень высокой поверхностной прочностью. В последующем М. А. Рейманом была также обоснована возможность образования эмульсии в призабойной зоне.
Существенный вклад в развитие теории эмульсеобразования внес А. Б. Таубман [98]. Он установил, что для образования эмульсии не обязательно требуется активное механическое перемешивание нефти с водой.
При вскрытии нефтеносного пласта и при проходке в продуктивной толще в ствол скважины поступает пластовая нефть, которая, смешиваясь с промывочной жидкостью, поднимается на поверхность. Одна часть нефти поступает непосредственно из выбуренной породы, другая— стекает со стенок ствола в связи с уплотнением породы и изменением ее пористости, связанных со снижением механического напряжения в окрестности эксплуатационного забоя, а также упругими изменениями жидкостей, насыщающих пласт. Подтверждением этому служит появление в желобе на поверхности циркулирующей жидкости пленок нефти, наблюдаемых визуально или фиксируемых люминографом.
Вращающимся при турбинном способе бурения с огромной скоростью (до 700 об^мин^ долотом выходящая из его отверстий со скоростью 50—60 м^сек, струя промывочной жидкости активно перемешивается с нефтью и выбуренной породой. Размельченная долотом в тонкодисперсную массу порода, имея большую удельную поверхность, существенно стабилизирует эмульсию, образующуюся в стволе скважины в условиях очень сильного завихрения потоков промывочной жидкости непосредственно под долотом.
Образующиеся таким путем в промывочной жидкости эмульсии под влиянием репрессий (появление которых связано с отдельными этапами бурового процесса) и во время кратковременных перерывов р бурении вытесняются в призабойную зону.
Таким образом, в пластово-скважинной системе возможны принципиально отличающиеся по физическому характеру своего возникновения и физико-химическим свойствам жидкостей и породы два варианта образования эмульсий: а) вследствие контакта пластовой нефти с промывочной жидкостью и их интенсивного механического перемешивания под долотом; б) в результате вытеснения фильтрата промывочной жидкости в порово-трещинную среду и контакта ее с нефтью при отсутствии существенного механического перемешивания непосредственно в пласте.
В этой многокомпонентной сложной среде в зависимости от минералогического состава породы, природы и концентрации естественных ПАВ и электролита и физических условий, в которых порода взаимо- 98
действует с нефтью (температура, давление), несомненно, может возникнуть сочетание определенных факторов, таких, как внешняя среда и физико-химические свойства контактирующих между собой жидкостей, которые в состоянии вызвать самопроизвольное образование эмульсии. Оно стимулируется тонкодисперсными частицами глин, размокающих от вытеснявшейся в пласт влаги, наличием нафтеновых кислот, присутствием в нефти асфальто-смолистых веществ с их большой удельной поверхностью и эмульгирующей способностью и сильно отличающихся по своему химическому составу, строению и свойствам.
Эмульсии, образующиеся в пласте и под долотом, очевидно, будут иметь те же свойства, какими обладают эмульсии на поверхности: большая вязкость, сопротивление сдвигу, структурирование, гидрофильность или гидрофобность и, наконец, различная степень устойчивости, вплоть до предельно устойчивых.
Образующиеся в капиллярных каналах и микротрещинах непосредственно или вытеснившиеся в пласт эмульсии из ствола тампонируют проводящую сеть, значительно ухудшают проницаемость пласта и существенно нарушают его связь со скважиной. На практике могут быть встречены и такие случаи, когда эта связь будет полностью прервана. В экспериментально-исследовательских работах была получена непосредственно образовавшаяся в призабойной зоне разведочной скв. 6 Назино (Томская область) эмульсия, состоящая из конденсата, технической воды и глины [93].
Газоперспективный горизонт с отметками глубин 2413—2425 м относится к тюменской свите нижне-среднеюрского возраста. Разрез продуктивной толщи состоит из чередования тонких пропластков аргиллита, алевролита и песчаника. Открытая пористость (по образцам керна) колеблется от 12 до 15%, проницаемость — от нуля до 5 мд, а карбонатность достигает 5%. Проведенные гидродинамические исследования показали, что проницаемость пласта в призабойной зоне по сравнению с удаленной областью ухудшена в 7 раз.
Пластовое давление в газоносном горизонте равно 184 кГ1смг, в то время как в нижележащем объекте (2457—2447 ж) оно составило 243 кГ;смЧ
После перфорации газоносного горизонта скважина периодически фонтанировала смесью газа с технической и пластовой жидкостями. Первоначально дебит газа составлял 23 000 ж3! сутки.
В течение 21 суток призабойная зона очищалась путем извлечения жидкости из скважины воздушным подъемником. В состав жидкости входили: эмульсия 5—15%, конденсат 1—5%, осадок глины 2—15%. Конденсат содержал: 4,9% бензиновой фракции, 39% керосиновой, 12% лигроиновой, 0,17% парафина, 0,16% смол силикагелевых и следы серы. Асфальтены отсутствовали. Состав газа: СН4 — 76,7%; СО2— 4,5%; тяжелые углеводороды — 19,5%.
При 20° С удельный вес конденсата составил 0,734 Г/см3, газа по воздуху 0,754, вязкость соответственно 1,17 и 0,0108 спз. Пластовая вода относится к хлорнатриевому типу (к группе активных вод); вязкость ее при пластовой температуре 86° С равна 0,35 спз.
Дебит жидкости с 2,5 ж3/сутки постепенно снизился до 0,9 м3[сутки» а давление при работе компрессора установилось через пять дней и в дальнейшем сохранялось на уровне 6—8 кГ^см2.
В первые пятнадцать суток из пласта поступали фильтрат глинистого раствора и техническая вода. За последние трое суток минерализация с 80 а/л возросла до 154 г/л, т. е. до величины сухого остатка солей, содержащихся в пластовой воде. За этот период из пласта было извлечено 1,93 ж3 чистой глины, а всего за время экспериментальных работ из пласта при его разбуривании обратно было получено около 15 ж3 глины.
Всестороннее изучение эмульсии позволило установить, что в ее составе в качестве углеводородного компонента был конденсат. В состав эмульсии входили: до 30% природного газа, 20% конденсата, до 10% воды и немногим менее 40% глины.
За время разбуривания продуктивных пород в пласт ушло до 50 л/3 глинистого раствора.
В поступившей из скважины продукции содержались нефть, эмульсия и частицы глины. Глина, поступившая вместе с продукцией из пласта, по анализу соответствовала глине, из которой был приготовлен раствор. Водная фаза эмульсии оказалась сильно минерализованной; по концентрации хлора установили, что она соответствует не фильтрату вытеснявшегося из раствора в пласт, а пластовой воде.
Наконец, подробный анализ состава компонентов продукции скважины показал, что в ней свободная пластовая вода отсутствует. Поэтому в процессе подъема жидкости и поступления продукции на земную поверхность в лифте эмульсия образоваться не могла.
Приняв во внимание все эти факты, единственно достоверным осталось предположить, что эмульсия образовалась именно в призабойной зоне и оттуда вместе с продукцией скважины поступала на земную поверхность.
Расслоение эмульсии отстоем, без перемешивания, при температуре 18°С, в течение 12 ч достигло 20% первоначального объема. Однако в последующие 20 суток эмульсия уже не расслаивалась. С повышением температуры до пластовой (86° С) эмульсия расслаивалась интенсивнее. При перемешивании в течение 10 мин эмульсия разлагалась на 95%, но оставшаяся часть ее обладала более повышенной устойчивостью.
Было замечено, что с ростом содержания глинистых частиц в эмульсии резко возрастает ее стабильность.
Изучение 38 проб в различных условиях при наблюдении эмульсии под микроскопом, а также в искусственно приготовленных моделях эмульсии данного типа показало, что глинистые частицы в ней выполняют роль очень активных эмульгаторов.
По чисто геологическим причинам (крайне ограниченный контур природного резервуара) в скв. 6 в конце эксперимента значительно снизилась производительность. Однако сам по себе эксперимент оказался очень ценным.
Во-первых, он еще раз показал отрицательные последствия длительного гидростатического воздействия на пласт столба глинистого раствора и особенно его проникновения в пласт.
Во-вторых, подтвердилось мнение о возможности самопроизвольного образования эмульсии в призабойной зоне, которое для практики вскрытия и обработки пласта имеет очень важное значение.
Не все физико-химические явления, возникновение которых непосредственно связано с вскрытием пласта или же его обработкой, т. е. деятельностью человека, получили пока всестороннее освещение: накопление в порово-трещинной среде нерастворимых осадков коллоидной серы, железа, карбонатов кальция и других соединений, образующихся в результате химических реакций на контакте пластовой и рабочей жидкости; потеря по разным причинам живого сечения каналов связи и др.
Тем не менее даже приведенный далеко не полный перечень физико-химических закономерностей, управляющих процессами вскрытия и обработки пласта, все же достаточен, чтобы составить ясное представление о них, как о явлениях, заключенных в рамках одной общей теории, опираясь на которую, эти процессы разрабатываются.
Глава V
ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫЕ ВЕЩЕСТВА (ПАВ)И ПРЕПАРАТЫ (БЕЗ СВОЙСТВ ПАВ)
В ПРОЦЕССАХ ВСКРЫТИЯ И ОБРАБОТКИ ПЛАСТА
Все процессы вскрытия и обработки пласта протекают в многофазной системе. Кинетика этих процессов зависит от физико-химических свойств, состояния поверхностей раздела фаз и явлений, происходящих на этих поверхностях. Основаны они на наличии неуравновешенных молекулярных сил. Открытие законов, определяющих качественные и количественные выражения поверхностных процессов, и использование их при решении разнообразных практических задач нефтегазоразработок явились во многих случаях фактором значительного улучшения и ускорения технологических процессов, сопровождающих вскрытие и обработку нефтегазоносных пластов и возбуждение в них притоков нефти или газа.
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Возможность регулирования физико-химических свойств гетерогенных систем при помощи добавок небольших количеств различных ПАВ установлена экспериментально. Вещества, обладающие способностью адсорбироваться на поверхности раздела фаз и активно влияющие на поверхностные свойства систем, называются поверхностно-активными.
Адсорбируясь на поверхностях раздела фаз, образуя тончайшие адсорбционные слои, ПАВ значительно изменяют интенсивность молекулярного взаимодействия в поверхностных слоях компонентов системы, активно влияют на электрокинетические силы.
По П. А. Ребиндеру, концентрация ПАВ на границах раздела фаз и их избирательная адсорбция являются результатом действия молекулярных сил, не уравновешенных на поверхностях.
Адсорбция типичных ПАВ уменьшает свободную (некомпенсированную) поверхностную энергию, вследствие чего поверхностное натяжение о понижается [80, 81].
При проникновении в пласт воды на поверхности раздела нефть — вода концентрируются смолистые вещества нефти, образуя твердые пленки, исключающие слияние капель воды. Образование таких пленок следует ожидать у всех смолистых нефтей, не содержащих значительных количеств нафтеновых кислот. Эти пленки пои движении жидкости могут срываться с поверхности независимо от образования в пласте эмульсий, а это может привести к частичной закупорке, особенно если учесть, что на том участке поверхности раздела, с которого будет сорвана пленка, образуется новая, которая в свою очередь также может быть сорвана.
Основной задачей при неизбежности попадания воды в пласт является создание таких условий, при которых образование твердых
101
пленок смолистых веществ, не растворимых в углеводородных жидкостях, было бы исключено полностью или максимально снижено.
Другая задача заключается в том, чтобы в тех случаях, когда все же такая пленка образовалась, найти пути ее разрушения.
Для разрешения этих задач в систему вводят ПАВ, назначение которых заключается в накоплении их на поверхности раздела нефть — вода и в вытеснении с этой поверхности смолистых веществ [46].
Регулирование и направление технологических процессов при помощи ПАВ не только очень эффективны, но и экономичны, несмотря на их относительно высокую стоимость, так как эти вещества добавляются, как правило, в небольших количествах. Многие важнейшие технологические процессы при современном развитии технологии и техники производства работ вообще невозможно было бы вести без применения ПАВ. Благодаря им многообразные процессы вскрытия и обработки пласта приобрели теперь существенно важную основу и стали доступными для массового применения в процессах испытания разведочных и освоения эксплуатационных скважин.
В химическом отношении ПАВ разделяются на два основных класса.
Молекулярные, неионогенные ПАВ, в которых активной частью, воздействующей на поверхность путем избирательной адсорбции, являются полярные молекулы, не распадающиеся в данной среде на ионы.
Ионогенные ПАВ, молекулы которых в данной среде диссоциируют на ионы и являются носителями поверхностной активности. Ионогенные ПАВ в свою очередь подразделяются на две группы: если носителем поверхностной активности является анион, то такие вещества называются анионактивными; если при диссоциации носителем поверхностной активности в данной среде является катион, то такие вещества называются катионактивными.
ПАВ, как, например, моющие средстса (мыла), известны давно. Однако наука об этих веществах, химия и технология производства синтетических ПАВ, учение о поверхностных явлениях и их роли в технологических пбоцессах дисперсных систем получили особенно большое развитие только в последние десятилетия. Систематические исследования поверхностных явлений, их роли и знауения в различнмх технологических процессах начались в США с работ И. Лангмюра и В. Гаркинса, а в нашей стране — с работ Л. Гурвича, А. Фрумкина, П. Ребиндера.
В нефтедобывающей промышленности исследовательские и промышленные работы по использованию ПАВ проведены для улучшения качества промывочных жидкостей при бурении скважин и создания новых видов промывочных жидкостей, увеличения скорости бурения (понижением твердости пород), предотвращения обвалов и закрепления стенок скважин в процессе проходки, улучшения качества цементирования скважин, обезвоживания и обессоливания нефтей, внутрискважинной деэмульсации, вскрития продуктивных пластов и их обработки, увеличения продуктивности эксплуатационных и приемистости нагнетательных скважин, изоляции посторонних вод, предотвращения коррозии оборудования, борьбы с отложениями парафина, улучшения качества нефтепродуктов, очистки нефтяных емкостей и, наконец, для значительного повышения нефтегазоизвлечения из продуктивных пород нефтяных и газовых месторождений.
Для проявления поверхностно-активных свойств молекула вещества должна быть построена асимметрично из полярной (гидрофильной) группы, растворимой в воде, и углеводородного радикала (гидрофобного), не растворимого в воде, но растворимого в углеводородных жидкостях.
102
Характер адсорбции в значительной степени зависит от природы ПАВ и, конечно, от природы самих адсорбирующих тел. Наибольшей адсорбирующей способностью обладают глины, особенно когда они находятся в растворе в тонкодисперсном состоянии. При этом существенное значение имеет их минералогический состав. Катионактивные ПАВ интенсивно адсорбируются на поверхности глинистых минералов и очень слабо адсорбируются на поверхности кварца и песчаника.
Исследованиями Ребиндера, Релея, Фрумкина и других установлено, чю ПАВ адсорбируются на границе раздела двух фаз в виде одного слоя молекул ПАВ. И, как это видно из изотерм o=f(C), после достижения насыщения поверхности раздела фаз молекулами ПАВ дальнейшее увеличение концентрации ПАВ в растворе не снижает поверхностного натяжения о. Следовательно, для каждого типа ПАВ существует оптимальная для него концентрация, обеспечивающая максимальное снижение межфазного натяжения на границе с нефтью.
По механизму действия П. А. Ребиндер делит ПАВ на четыре группы [81].
К первой группе относятся низкомолекулярные вещества, растворимые в воде и не образующие коллоидных структур в объеме жидкости и в адсорбционном слое, но обладающие поверхностной активностью на границе вода — воздух.
Ко второй группе ПАВ относятся вещества, не образующие структур в объеме раствора и в поверхностных слоях, но активные на границах несмешивающихся жидкостей или на твердых поверхностях раздела. Эти вещества, адсорбируясь и понижая свободную поверхностную энергию жидкости или твердого тела, содействуют образованию новых поверхностей, как бы служат их разделению или диспергированию, и поэтому их называют диспергаторами.
К третьей группе ПАВ относятся вещества, предотвращающие коагуляцию частиц в воде и их агрегирование и при любом содержании твердой дисперсной фазы обеспечивающие ее равномерное распределение в окружающей среде. Так как они стабилизируют суспензии, то эти ПАВ называют стабилизаторами.
К четвертой группе относятся ПАВ с высокой поверхностной активностью на границе с воздухом. Они предназначаются для отмывки самых разнообразных загрязнений с поверхностей и поэтому являются ПАВ с ярко выраженными моющими свойствами.
При выявлении общих черт и признаков, характеризующих различные группы ПАВ, следует иметь в виду, что одни ПАВ обладают большой поверхностной активностью для одного сочетания условий, другие оказываются очень действенными в других условиях. Добавка некоторых ПАВ в сотых долях процента значительно снижает поверхностное натяжение в одних средах, но в других средах те же ПАВ в больших концентрациях оказываются даже вредными.
Таким образом, одни и те же ПАВ в разных условиях неодинаково отвечают многочисленным требованиям, которые к ним предъявляются.
НАЗНАЧЕНИЕ ПАВИ ИХ ХАРАКТЕРИСТИКА
ПАВ адсорбируются на твердой поверхности обрабатываемых пород и их гидрофобизируют (водоотталкивание). Это позволяет уменьшить вредное влияние воды и фильтратов промывочных жидкостей, существенно парализовать их отрицательные физико-химические свойства. При их помощи на границах контактов твердой и жидкой фаз пласта снижается поверхностное натяжение и предупреждается в пласте эмульсеобразование; эффективнее используется химическая энер-
гия кислоты. Ими регулируют свойства рабочей жидкости, повышают ее способность транспортирования по стволу, а также доставки и размещения в трещине твердого агента. Наконец, с помощью ПАВ сохраняется от коррозии в процессах обработки пласта промысловое оборудование. Гидрофобизация поверхности и снижение межфазных натяжений на разделах фаз способствуют в операциях по обработке пласта вытеснению рабочей жидкости в пласт при более сниженных давлениях, при этом значительно повышается проникновение в пласт рабочих Жидкостей.
В заключительных операциях по воздействию кислотой в присутствии ПАВ отработанная рабочая жидкость вымывается материнской нефтью пласта и из него удаляется, что предотвращает засорение пласта остатками, образующимися при распаде минералов и кислот. Окрестность эксплуатационного забоя в связи с этим насыщается нефтью полнее, а это в свою очередь способствует росту фазовой проницаемости для нефти.
Для оценки свойств ПАВ решающее значение имеет баланс между углеводородным (неполярным) радикалом и полярной группой. На границе вода — воздух этот радикал служит источником поверхностной активности. Очевидно, активность поверхностных сил тем выше, чем меньше полярная гидрофильная (водопритягивающаяся) группа молекул и длиннее углеводородная цепь.
Наиболее активные ПАВ снижают поверхностное натяжение на границе вода — воздух до 25—30 эрг)см2 при их концентрации в пределах 0,01—0,001%; на границе с углеводородной жидкостью поверхностное натяжение может быть снижено до 1 эрг!см2. Менее активные ПАВ на границе с воздухом снижают поверхностное натяжение до 35— 40 эрг]см2 и до 5—10 эрг]см2 на границе с углеводородной жидкостью.
В физико-химических явлениях на контакте различных фаз поровотрещинной среды действия водорастворимых и нефтерастворимых ПАВ существенно отличаются между собой.
Водорастворимые ПАВ на границе нефть —вода — горная порода изменяют межфазное натяжение и существенно тормозят эмульсеобра- зование в призабойной зоне. Нефтерастворимые ПАВ, кроме этого, меняют условия смачиваемости порово-трещинной среды и углы смачивания и, растворяясь в асфальто-смолистых веществах, присутствующих в нефти, ослабляют образуемые из них пленки и вытесняют их с поверхности раздела вода — нефть, особенно хорошо расслаивая и разлагая гидрофобные эмульсии типа «вода в масле» [5].
При вскрытии пласта используются водные растворы ПАВ или водные суспензии глин, обработанные ПАВ, а также водные суспензии из других минеральных образований геологического разреза, диспергируемых под долотом в процессе проходки. Всем этим растворам на земной поверхности можно с помощью ПАВ искусственно придать свойства, отвечающие требованиям сохранения фильтрационных свойств пласта.
В настоящее время активность фильтрата, проникающего в пласт, оценивается величиной снижения поверхностного натяжения на границе с воздухом или материнской нефтью пласта и степенью устойчивости и возможностью расслоения эмульсий, полученных при механическом перемешивании нефти и фильтрата. Деэмульгирующие свойства ПАВ характеризуются предельным количеством воды в нефти, при котором водо-нефтяные эмульсии еще не расслаиваются, а также минимальной концентрацией ПАВ, необходимой для предотвращения образования эмульсий. Критерием разрушения эмульсии или предотвращения ее образования служит прочность адсорбционных слоев, удерживаемых на поверхности капель нефти. Содержащиеся в промывочных растворах некоторые ПАВ вступают во взаимодействие с минераль- 104
ними солями пластовой воды, что снижает активность фильтратов. Так, многие анионактивные ПАВ образуют малорастворимые осадки с солями кальция, магния, железа, алюминия. В насыщенных растворах поваренной соли при взаимодействии с ПАВ могут даже выпадать коллоидные осадки.
Коагуляция ПАВ является очень серьезным фактором, ограничивающим их применение при вскрытии пород, содержащих каменную соль, соляные пропластки или минерализованные пластовые воды. В результате выпадения коллоидных осадков ПАВ не только снижается поверхностная активность фильтратов промывочных растворов, но может значительно ухудшаться проницаемость пород, слагающих призабойную зону пласта.
Электролиты при известных концентрациях способствуют наиболее эффективному проявлению специфических свойств ПАВ. Они усиливают структурно-механические свойства адсорбционных слоев, повышают активность ПАВ и т. д. Было замечено, например, что в присутствии солей кальция и натрия межфазное натяжение на границе с растворами ПАВ значительно снижалось, на что не влияло даже их высаливание (выпадение коллоидных осадков).
Тип ПАВ и его концентрация в растворе устанавливаются, исходя из задач обработки пласта, свойств пластовой жидкости, условий вскрытия пласта, бурения, минералогического состава пород и химического состава вод, насыщающих пласт.
Пользуясь ПАВ, оператор имеет возможность управлять сложным и многообразным процессом обработки пласта. С этой целью в состав рабочих жидкостей включаются препараты ингибирующего, стабилизирующего и интенсифицирующего действия.
Ингибиторами называются вещества, защищающие металл от корродирующего действия кислотных растворов и подавляющие травильный угар (растворение металла в кислоте). Стабилизаторы — вещества, предотвращающие выпадение солей железа и алюминия из отработанного кислотного раствора. Интенсификаторы — вещества, понижающие на границах фаз поверхностное натяжение кислотного раствора; облегчающие удаление его из трещинно-поровой среды; предупреждающие эмульсеобразование и содействующие разрушению или расслоению эмульсии; значительно увеличивающие сферу действия кислоты путем углубления его в пласт и повышения его проникающей способности.
В процессах обработки пласта большое поверхностное натяжение на границе нефть — смесь кислот играет отрицательную роль, так как препятствует обратному току продуктов реакции и, следовательно, изъятию отработанных рабочих жидкостей из плдста.
Лабораторные исследования и промысловая практика подтверждают повышение эффекта от проводимых процессов при значительном снижении межфазных натяжений на границах раздела нефти с кислотными смесями.
В легко растворимых известняках ПАВ замедляют реакцию породы с кислотой, что повышает глубину ее проникновения по микротрещинам в массив. Они выравнивают растворимость углекислого кальция и магния в соляной кислоте и способствуют выносу плохо растворимых минералов (гипса, ила и др.); благодаря им легче удаляется из пласта тяжелый раствор нейтрализованной кислоты с хлористым кальцием и хлористым магнием. Так как растворимость доломитов по сравнению с известняками значительно меньше, то ПАВ при взаимодействии с ними способствуют ускорению реакции.
Адсорбируясь более равномерно на стенках каналов разъедания или микротрещин, ПАВ содействуют отделению от породы воды и улучшают условия смачиваемости для нефти, что в свою очередь способствует эвакуации из пласта продуктов распада.
При выборе ПАВ к ним предъявляются очень серьезные требования: высокая активность при малой концентрации растворов ПАВ и значительном снижении поверхностного натяжения, а также низкая адсорбция их на поверхности минералов, по отношению к которым кислота нейтральна.
Кроме того, ПАВ не должны свертываться в кислой среде, а в смеси с минерализованной водой не давать осадки. Если вследствие контакта нефти с отработанным кислотным раствором образуются эмульсии, то ПАВ должны обладать способностью предупреждать эмульсеобразование.
Экспериментальными работами было установлено, что ПАВ значительно снижают давление вытеснения в пласт растворов ПАВ. Этот эффект теоретически обоснован и вытекает из работ П. А. Ребиндера и его сотрудников [83].
Следовательно, ПАВ вызывают не только физико-химические изменения на поверхностях раздела фаз, а согласно теории П. А. Ребиндера вносят в породу изменения механического характера, деформируют ее и в нужном направлении увеличивают проводимость породы.
Разрушение твердого тела, как известно, состоит в постепенном развитии новых поверхностей раздела, а мерой работы по размельчению и диспергированию твердого тела служит его твердость.
Адсорбция вещества, введенного в окружающую среду, и концентрация его молекул вблизи внутренней поверхности сопровождаются снижением (повышением) поверхностной энергии. Твердость (сопротивление твердого тела разрушению) уменьшается вследствие адсорбции вещества из внешней среды под влиянием молекулярных сил на вновь развивающихся поверхностях разделов. При этом вещество постепенно проникает в глубь микротрещин, в так называемую зону предразру- шения, и там развивает раскол в теле.
Разрушение твердых тел под влиянием жидкости достигается, таким образом, добавками ПАВ, называемыми понизителями твердости. Установлено, что эффективность действия понизителей твердости в зависимости от времени контакта их с твердым телом значительно повышается. В присутствии добавок понизителя твердости развивается зона предразрушения, а трещиноватость через более продолжительное время достигает наибольших размеров.
Развитие внутренней поверхности в зоне предразрушения деформируемого тела выражается в том, что удельная свободная поверхностная энергия в микротрещинах оп=1(Ц постепенно возрастает от нуля до своего нормального значения а, при этом раскрытость микротрещин достигает своего предельного значения.
Все эти явления очень сильно влияют на процессы обработки пласта, и их эффективность от этого значительно повышается; растет число микротрещин в призабойной зоне, увеличиваются геометрические размеры естественных и вновь образованных микротрещин, получает развитие дренажная сеть пласта.
Так, в процессах гидравлического разрыва пласта (ГРП) при помощи растворов ПАВ можно понизить механическую прочность горных пород, интенсифицировать трещинообразование в массиве и снизить необходимые для процесса устьевые давления, развиваемые насосными агрегатами.
При более длительном контакте растворов ПАВ с горной породой и замедленных режимах их вытеснения в пласт конечный результат процесса повышается. Возвращаясь к вопросу об отрицательной роли солей, контактирующих с растворами ПАВ, следует подчеркнуть еще одно важное обстоятельство.
Под влиянием генетических факторов вместе с нефтью или газом в пласте обычно содержится остаточная минерализованная вода с со- 106
лями магния, кальция, железа. Эти же соли очень часто входят в ве- щественный состав горных пород, слагающих нефтегазоносный пласт.
В определенных термодинамических условиях в зависимости от концентрации соли и присутствия в воде и породе микроэлементов растворы ПАВ (анионактивные) коагулируют, образуя гелеобразные или твердые осадки, способные закупорить порово-трещинную среду. В подобных обстоятельствах вместо улучшения фильтрационных свойств пласта возможно даже сильное их ухудшение. С учетом этого при выборе ПАВ для процессов вскрытия и обработки пласта большое внимание уделяется изучению минералогического состава горных пород и подробному химическому анализу пластовых вод.
ВОДОРАСТВОРИМЫЕ ИОНОГЕННЫЕ ПАВ
Водорастворимые ионогенные ПАВ разделяются на две группы.
Анионактивные ПАВ ионизируются в водных растворах с образованием поверхностно-активных анионов высокого молекулярного веса и катионов (натрий, калий). К анионактивным веществам относятся натриевые соли моноэфиров высокомолекулярных жирных спиртов, алкилсульфонатов.
В экспериментальных работах прошлых лет применялись ионогенные (анионактивные) ПАВ — сульфонатриевые соли (СНС), которые получаются сульфированием смол, образующихся при сухой перегонке сланцев. Это темно-коричневая вязкая жидкость, без остатка растворимая в воде. Реакция водного раствора СНС щелочная. Но СНС очень сильно высаливаются электролитами; в осадок уходит, подобное смоле, темное вещество. СНС кварцем не адсорбируется, но сильно адсорбируется глиной. Ингибирующие свойства СНС весьма слабые.
Из ионогенных ПАВ, применяемых на практике, стоит упомянуть сульфонол (анионактивный). Это продукт окисления осветленного керосина ароматических нефтей хлором. Хорошо растворим в воде.
Сульфонолы, так же как и СНС, способны к обменным реакциям, поэтому легко вступают в реакцию с солями. При определенной концентрации солей пластовых вод они, выпадая из водных растворов ПАВ, коагулируют гелеобразные осадки, обладающие большой адгезионной способностью, опасные для закупорки порово-трещинной среды. Сульфонол и СНС не только не ослабляют, но даже повышают устойчивость эмульсий. Высокая концентрация в растворах значительно увеличивает их расход, повышает стоимость процесса и ухудшает его экономические показатели.
Учитывая эти качества, а также низкие показатели их по ингибированию, надо полагать, что на разведочных площадях сульфонол и СНС широкого применения не найдут.
Действие ионогенных ПАВ отличается от неионогенных величиной краевого угла смачивания капли нефти на поверхности минерала, подвергаемого воздействию; в случае ионогенных ПАВ угол смачивания больше, чем при неионогенных ПАВ.
Следовательно, физико-химическое действие ионогенных и неионогенных ПАВ между собой сильно отличается. Однако конечный результат и эффективность процессов воздействия меньше зависят от угла смачиваемости, а в большей степени зависят от индивидуальных особенностей самого ПАВ, влияния отдельных отличительных свойств, в той или другой степени отвечающих разным требованиям процесса обработки, и, наконец, от доступности ПАВ и его стоимости.
В этом отношении убедительным примером индивидуального превосходства ПАВ является катионактивный катапин А. Благодаря только
107
своим свойствам эта марка каталина принята для использования в процессах вскрытия и обработки пласта.
В зависимости от сырья, используемого для приготовления ката- пина, различают две марки: первая — от синтетического алкилбензола (катапин А); вторая— от естественных ароматических углеводородов, содержащихся в керосиновой фракции, с последующей конденсацией с пиридином (катапин К).
Рис. 18. Изотерма поверхностного натяжения (водного раствора каталина А на границе с 'воздухом.Рис. 18. Изотерма поверхностного натяжения (водного раствора каталина А на границе с 'воздухом.Рис. 19. Изотерма поверхностного натяжения водного раствора катапина А на границе с атав-ской нефтью.Рис. 19. Изотерма поверхностного натяжения водного раствора катапина А на границе с атав-ской нефтью.
Рис. 18. Изотерма поверхностного натяжения (водного раствора каталина А на границе с 'воздухом.
Рис. 18. Изотерма поверхностного натяжения (водного раствора каталина А на границе с 'воздухом.
Рис. 19. Изотерма поверхностного натяжения водного раствора катапина А на границе с атав-ской нефтью.
Рис. 19. Изотерма поверхностного натяжения водного раствора катапина А на границе с атав-ской нефтью.
Катапин А (параалкилбензилпиридинийхлорид) — полярное соединение, в состав которого входят амины и углеводородные радикалы с большим количеством углеводородных атомов. Он представляет собой хорошо растворимую в воде патокообразную жидкость темно-коричневого цвета. Имеет неприятный запах. Содержит около 90% активного- вещества, 7% влаги и 3% неомыляемых веществ. Применяется в виде разбавленных водных растворов.
В керосине катапин А не растворяется. Он является активным деэмульгатором; эмульсия в соотношении вода к нефти 1 : 1 при добавке 0,25% катапина А в течение 2 ч полностью разрушается. В присутствии электролитов катапин А практически не высаливается; он довольно устойчив к любой, даже очень высокой минерализации часто встречающихся пластовых вод.
Хотя поверхностная активность катапина А несколько ниже, чем, например, ОП-10, однако при несколько больших концентрациях он снижает поверхностное натяжение атовской нефти с 23 до 4 эрг)см2, т. е. так же, как и ОП-10.
На рис. 18, 19, 20 представлены изотермы лабораторного исследования (выполненные Е. А. Демьяновой) поверхностного натяжения водного раствора катапина А на границе с воздухом, с атовской нефтью, а также водного раствора из смеси двух ПАВ: катапина А и ОП-7 на границе с атовской нефтью. Из кривых видно, что поверхностное натяжение водного раствора катапина А снижается с 50 эрг$см2 на границе с воздухом только до 12 эрг(см2 на границе с нефтью при концентрации ПАВ в воде 0,2%. Лучшие показатели снижения поверхностного натяжения при той же концентрации у водного раствора ОП-7 — соответственно 32 и 3 эрг^см2 (рис. 21, 22) [26]
Хорошие результаты были получены при испытании водною раствора смеси двух ПАВ — катапина А и ОП-7 на границе с атовской нефтью. При концентрации ОП-7 0,2% и катапина А 0,1% поверхностное натяжение было снижено на границе с нефтью до 2 эрг!см2.
Учитывая высокие ингибирующие свойства катапина А, имеющие
для разведочных площадей важное значение, следует эти два типа ПАВ рекомендовать в указанной выше концентрации.
Кроме положительных свойств каталина А при исследовании выяснились также некоторые отрицательные свойства этого ПАВ. Так,
Рис. 20. Изотерма поверхностного натяжения водного раствора смеси из двух ПАВ: каталина А и ОП-7 на границе с атовской нефтью.1 — ОП-7 0,1%; 2 —ОП-7 0,2%.Рис. 20. Изотерма поверхностного натяжения водного раствора смеси из двух ПАВ: каталина А и ОП-7 на границе с атовской нефтью.1 — ОП-7 0,1%; 2 —ОП-7 0,2%.Рис. 21. Изотерма поверхностного натяжения водного раствора ОП-7 на границе с воздухом.Рис. 21. Изотерма поверхностного натяжения водного раствора ОП-7 на границе с воздухом.
Рис. 20. Изотерма поверхностного натяжения водного раствора смеси из двух ПАВ: каталина А и ОП-7 на границе с атовской нефтью.
1 — ОП-7 0,1%; 2 —ОП-7 0,2%.
Рис. 20. Изотерма поверхностного натяжения водного раствора смеси из двух ПАВ: каталина А и ОП-7 на границе с атовской нефтью.
1 — ОП-7 0,1%; 2 —ОП-7 0,2%.
Рис. 21. Изотерма поверхностного натяжения водного раствора ОП-7 на границе с воздухом.
Рис. 21. Изотерма поверхностного натяжения водного раствора ОП-7 на границе с воздухом.
ти на границе с водным раствором ОП-7.ти на границе с водным раствором ОП-7.значительно более низкихзначительно более низкихотносится карбозолин О,относится карбозолин О,
ти на границе с водным раствором ОП-7.
ти на границе с водным раствором ОП-7.
значительно более низких
значительно более низких
относится карбозолин О,
относится карбозолин О,
катании А очень сильно адсорбируется глинами. На бентонитовых глинах адсорбция его идет интенсивнее, чем на каолинитовых. Глинистая суспензия в присутствии каталина А превращается в вязкие нетекучие гели, даже при его самых незначительных добавках (0,2—0,1%). Вели-
чина же поверхностного натяжения нефти на границе с фильтратами -глинистых суспензий при добавлении каталина А снижается незначительно. Присутствие каталина А увеличивает водоотдачу раствора. Вследствие таких качеств использовать каталин А в качестве добавок в глинистых растворах не представляется возможным. При сильных морозах катапин А застывает; это его свойство особенно важно учитывать в условиях Сибири.
В некоторых источниках указывается на способность катапина А подавлять набухание глин, но при рентгеноскопическом исследовании монтмориллонита, увлажненного 3%-ным водным раствором катапина А, набухание его оказалось таким же, каким бывает при пропитке монтмориллонита водным раствором ОП-7 и смесью водного раствора ОП-7 и катапина А, но при концентрациях (0,1 %).
К классу катионактивных соединений
также имеющий высокие ингибирующие показатели.
Карбозолин О представляет собой четвертичную аммониевую соль; сырьем для него служат этилендиамин, окись этилена и некоторые другие соединения. Это вязкая жидкость коричневого цвета с содержанием 50% влаги. При длительном хранении он достаточно устойчив. Особенно устойчив карбозолин О по отношению к солям и кислотам, что ставит его в ряд важнейших ПАВ для процессов обработки пласта, выполняемых на разведочных площадях. Его тормозящее действие на
кислоты позволяет в заданных сроках замедлять реакцию кислоты с породой и, таким образом, значительно расширить сферу действия на пласт.
Снижая поверхностное натяжение на границах фаз, карбозолин О одновременно может совместить в себе ингибирующие функции с другими важными свойствами ПАВ, что значительно облегчает его вытеснение в пласт, повышает проникновение в порово-трещинную среду, сохраняет природную проницаемость породы и не вызывает при всем этом серьезных осложнений в операциях по извлечению отработанных растворов из пласта.
Из всех известных в настоящее время ПАВ для процессов обработки пласта карбозолин О отличается еще одним очень важным свойством. Его можно использовать не только в процессе разрыва или раскрытия трещин, но водные растворы карбозолина О являются, кроме того, хорошим носителем твердого агента. Высокие качества его при транспортировке твердого агента в стволе и размещении в трещине обусловлены возможностью регулирования вязкости и фильтруемости водного раствора карбозолина О в довольно широком диапазоне. Очень высоки также удерживающие способности водного раствора карбозолина О.
Таким образом, катионактивные ПАВ: катапин А и карбозолин О в процессах обработки пласта, кроме интенсифицирующих функций, активно выполняют функции ингибитора, а последний, кроме того, обладает высокими несущими способностями.
Для разведочных площадей эти свойства ПАВ имеют особо важное значение. Стоимость рекомендуемых ПАВ вполне доступна.
ВОДОРАСТВОРИМЫЕ НЕИОНОГЕННЫЕ ПАВ
Водорастворимые неионогенные ПАВ не диссоциируют, поэтому обладают высокой устойчивостью против химического воздействия. В основном они являются производными полиэтиленгликолевых и реже полипропиленгликолевых эфиров. Своеобразное строение ПАВ обусловливает коллоидный характер и поверхностную активность этих веществ, так как они имеют асимметричную молекулярную структуру, состоящую из полярных и неполярных групп.
В их молекулах содержатся гидрофобный алкильный, арильный или алкиларильный радикал, являющийся неполярной и не растворимой в воде частью молекул, и полиэтиленгликолевый остаток, представляющий полярную и водорастворимую группу.
Большая группа неионогенных ПАВ получается обработкой изооктилфенола различным количеством окиси этилена. Количество окиси этилена определяет фазовое состояние неионогенных ПАВ; они изменяются от подвижных жидкостей до почти твердых тел [5].
В практике обработки пласта неионогенные ПАВ нашли очень большое применение. Важным преимуществом неионогенных ПАВ по сравнению с анион- и катионактивными веществами является их сравнительно небольшая адсорбируемость на песчаниках и карбонатных породах, что позволяет более экономично проводить процессы вскрытия и обработки пласта.
Неионогенные ПАВ при равных концентрациях обладают большей поверхностной активностью, а также высокой деэмульгирующей и обессоливающей способностью.
Неионогенные ПАВ обладают еще одним важным преимуществом, ставящим их в исключительное положение. Нефтегазоносные пласты в том или другом количестве всегда бывают насыщены свободной и в особенности связанной водой. Это в большинстве случаев хлоркальциевые воды с содержащимися в них растворами солей: NaCl, СаС12, нс
MgCl2 и др. В таких водах растворимость неионогенных ПАВ ниже, чем в пресной воде, и они в реакцию с солями пластовых вод легко не вступают. Все эти свойства, присущие неионогенным ПАВ, удовлетворяют технологическим требованиям обработки пласта и делают эти ПАВ экономически выгодными.
Из этого класса ПАВ наибольшее распространение получили водорастворимые ПАВ с разным содержанием в их составе окиси этилена и с почти однаковыми свойствами ОП-7 и ОП-10. Это продукт реакции 7 молей (ОП-7) или 10 молей (ОП-10) окиси этилена и смеси моно- и диалкилфенола с алкильными остатками, содержащими восемь—десять атомов углеводорода (C8Hi7, С12Н25 и частично С5Нц, СюН25).
Составы ОП-7 и ОП-10 в кг приводятся в табл. 11.
Таблица И
Исходный продукт
ОП-7
оп-ю
Окись этилена
665
717
Изооктилен
326
270
Фенол
113
95
Углекислый натрий
5
5
Уксусная кислота
0,8
0,8
По внешнему виду препарат представляет собой маслянистую жидкость или пасту от светло-желтого до светло-коричневого цвета. Содержание влаги 0,5%. Водный раствор прозрачный или слегка мутный.
Основными ствойствами ОП-7 и ОП-10 являются большая их поверхностная активность (см. рис. 21, 22) и устойчивость по отношению к неограниченным солям, в частности, к солям кальция, магния и алюминия, а также к кислотам и щелочам.
Солевой состав среды практически не влияет на активность ОП-7. Для процессов обработки пласта очень важно учитывать величину адсорбции ПАВ. Вследствие адсорбции приходится увеличивать концентрацию ПАВ, чтобы этим поддерживать концентрацию в промывочной и рабочей жидкости на требуемом уровне, определенном в лаборатории.
ОП-7 адсорбируется глинистыми частицами, но на каолинитовых глинах он адсорбируется менее интенсивно, чем на гидрослюдистых.
Характерной особенностью этого препарата являются диаметрально противоположные действия его в процессах образования и расслоения эмульсии, строго зависящие от концентрации препарата в растворе.
В экспериментальных работах на Атовской площади было замечено, что при концентрации ОП-10 в пределах 0,10—0,15% вес. препарат при контакте с атовской нефтью предупреждает эмульсеобразова- ние, а уже при концентрации до 1% он становится активным эмульгатором и в его присутствии образуется достаточно устойчивая эмульсия.
Близок по своему действию к перечисленным неионогенным ПАВ оксиэтилированный фенол (УФЭ8), представляющий собой продукт конденсации тяжелых фенолов с окисью этилена (8 молей окиси этилена на один моль угольных фенолов). При нормальной температуре— это густая жидкость темно-коричневого цвета, удельного веса 1,12 Г]см\ хорошо растворяющаяся в воде.
НЕФТЕРАСТВОРИМЫЕ ПАВ
Нефть, кроме углеводородной основы (неполярных компонентов), содержит всевозможные кислотные, азотные и сернистые соединения (полярные компоненты). Их присутствие в ряде случаев повышает водо-
111
вымывающее свойство материнской нефти, способствует вытеснению воды углеводородной жидкостью, гидрофобизирует поверхность трещинной среды.
Активность нефтей значительно повышается в связи с присутствием в них высокомолекулярных нафтеновых кислот и асфальто-смолистых веществ. Такие нефти сильно понижают поверхностное натяжение на границах с кислотой и обладают очень высокой вымывающей способностью. Из них приготовляются нефтекислотные смеси, для которых основой служит пластовая нефть. Природные качества нефти в таких составах значительно интенсифицируют нефтерастворимые ПАВ. При известных концентрациях они разрушают образовавшуюся в процессе эмульсию и ускоряют удаление отработанных рабочих жидкостей из пласта.
Образование эмульсии в пластовых условиях отрицательно влияет на фильтрационную способность пласта. Эмульсии закупоривают трещины так же, как и твердые механические частицы, внося в гидродинамическую связь скважины с пластом значительные помехи.
Предупредить образование эмульсий, а также ускорить их разрушение, если они образовались — одно из основных требований к ПАВ, присутствующих в рабочих жидкостях.
Роль содержащихся в нефти природных ПАВ, исправляющих дефекты, допущенные при вскрытии пласта, хорошо была подтверждена работами в скв. 1524 (Ленинский район, Азербайджанская ССР). Эта скважина, по существу, «сама себя обработала» и вступила в эксплуатацию на фонтанном режиме лишь благодаря вытеснению из пористой среды призабойной зоны своей активной нефтью фильтрата глинистого раствора, проникшего в свою очередь в пласт при его вскрытии [63].
Из нефтерастворимых ПАВ может быть рекомендован препарат ОП-4. Это продукт реакции 4 молей окиси этилена и смеси моно- и диалкилфенолов с алкильными остатками, содержащими 8—10 атомов углерода.
По внешнему виду это маслянистая жидкость коричневого цвета, очень хорошо растворяющаяся в нефти. При длительном хранении препарат достаточно устойчив. Он может быть использован главным образом при, композиции нефтекислотных эмульсий в процессах, когда по условиям требуется при помощи кислотных растворов образовать искусственную трещину (раскрыть естественную) и одновременно тем же составом рабочей жидкости разместить в трещине твердый агент.
ИНГИБИТОРЫ, СТАБИЛИЗАТОРЫ,ЭМУЛЬГАТОРЫ, РЕАГЕНТЫ
В процессах обработки пласта важную роль выполняют ПАВ и реагенты, обладающие свойством предохранять металлы от коррозии,— ингибиторы.
Ингибиторы или замедлители коррозии тормозят, а в ряде случаев практически полностью останавливают процесс разрушения металлов в агрессивных средах. Их иногда относят еще к присадкам, имеющим характер «отрицательных» катализаторов в коррозионных процессах, поскольку в присутствии обычных («положительных») катализаторов реакция в химических процессах, наоборот, интенсифицируется.
Большой вред может нанести кислота коррозионной агрессией против металла на всем пути своего продвижения, начиная от железнодорожных цистерн, доставляющих кислоту, трубопроводов, емкостей и вплоть до момента вытеснения кислотной смеси специальными агрегатами в пласт через эксплуатационный забой.
ИЗ
Водные растворы кислот относятся к наиболее агрессивным средам. Скорость разрушения металлов в кислых средах очень большая, особенно в случае образования растворимых продуктов коррозии.
Коррозия металла представляет собой сложный процесс, в котором возможно чисто химическое взаимодействие или электрохимические явления. Поэтому химическую коррозию отличают от электрохимической.
Химическая коррозия наблюдается в тех случаях, когда металл взаимодействует со средой, не проводящей электрический ток.
Находящиеся в этой среде активные вещества, например кислород или сернистый газ, служат причиной возникновения с ними химической реакции металла. В этом процессе электроны с атомов металла переходят на активные частицы окислителя. При этом образуются соединения с низкими техническими свойствами; детали из таких образований легко поддаются разрушению.
Значительно чаще в промышленных условиях возникает электрохимическая коррозия в средах, способных проводить электрический ток (в растворах солей, кислот, щелочей).
Наиболее простой защитой металлов от разрушения могла бы стать изоляция их от окружающей среды.
Ингибиторы, соединяясь с поверхностью металла, пассивируют его, образуя трудно растворимую в окружающей среде защитную пленку. При этом другая сторона молекулы ингибитора, характеризующаяся сложным углеводородным радикалом, придает образующейся пленке гидрофобность. Следовательно, адсорбируясь на поверхности металла, ПАВ образуют прочную защитную пленку, препятствующую кислотной агрессии против металла [6, 73, 74].
Высококачественные ингибиторы прерывают химические процессы распада и окисления. При использовании их снижается травильный угар, кислотный туман отсутствует, уменьшается расход кислоты, металл не подвергается хрупкому разрушению.
Механизм образования ингибирующих пленок может быть самым различным. Наиболее простым случаем является физическая адсорбция. Частицы ингибитора, перемещающиеся в окружающей среде, приближаются к поверхности металла и здесь улавливаются электростатическим полем поверхностных ион-атомов металла.
При химической адсорбции попавшие на поверхность частицы ингибитора вступают в химическое взаимодействие с металлом и удерживаются на месте возникающими здесь более прочными внутримолекулярными силами. Ингибитор, как правило, взаимодействует только с поверхностью металла, размеры которой по сравнению с объемом окружающей среды значительно меньше. Поэтому для защиты металлов от коррозии в большинстве случаев требуется небольшое количество ингибитора: от нескольких десятых до одного процента от веса вещества окружающей среды.
Защитные свойства ингибиторов с повышением температуры свыше 80° С значительно ослабляются, а действие их претерпевает качественное изменение.
Не меньшее значение на скорость коррозии оказывает свойство кислоты и ее концентрация, а также наличие в соляной кислоте всевозможных примесей. Присутствие одних примесей в данном процентном соотношении (кислота—примесь) может стать стимулятором коррозионного процесса, других — ингибитором растворения металла.
При перемешивании растворов и в потоке торможение коррозии, вызываемое ингибиторами, тоже снижается. Очевидно, большое влияние на это оказывают свойства углеводородов, создающих пленки.
Ингибитор, образующий пленку и гидрофобизирующий контактную поверхность, кроме защиты металла от агрессии кислоты в то же 5 Г. Т. Овнатанов ио
время может снизить в процессах кислотной обработки межфазное натяжение на границах раздела фаз.
При выборе замедлителя коррозии важно знать не только температуру и давление окружающей среды, но и характер его действия: создает ли он на поверхности металла защитную мономолекулярную пленку (замедлитель типа А) или уменьшает агрессивность среды по отношению к металлу (замедлитель типа В).
В присутствии некоторых замедлителей одновременно на поверхности металла образуется защитная пленка и уменьшается агрессивность среды (замедлители смешанного действия АБ). В соляной кислоте чаще всего применяются замедлители типа А.
Все ингибиторы типа А разделяются на три группы.
К первой группе относятся ингибиторы, которые, не приостанавливая коррозию, лишь тормозят скорость коррозионного процесса (в сотни и тысячи крат).
Ко второй группе относятся ингибиторы, удлиняющие индукционный период процесса коррозии, т. е. время наступления реакции (своеобразный временный иммунитет металла по отношению к действию агрессивных сред).
К ингибиторам третьей группы относят вещества, пассивирующие поверхность металла вследствие образования на его поверхности защитной полимолекулярной пленки.
Выше указывалось на важное значение для процессов обработки пласта на разведочных площадях ПАВ с совмещенными функциями стимулирования и торможения: снижение поверхностного натяжения на границе фаз, замедление реакции кислоты с металлом и реакции кислоты с породой и др. Такое ПАВ, как катапин, тормозит растворение стали не только в соляной, но в серной и фосфорной кислотах. В зависимости от величины добавки скорость растворения стали в ингибированной кислоте уменьшается в кратности до 7000.
Таблица 12
ПАВ
Содержание в растворе, %
Потери металла
%
г]м»
ПАВ отсутствует
0,0
100,0
1400
ДС-РАС
0,5
90,7
1270
ДС-Са
0,5
84,0
1160
ПБ-8
0,2
21,8
305
Карбозолин О
0,2
21,4
300
УФЭ8
0,2
17,9
250
ПБ-5
0,2
11,0
160
Формалин
1,0
10,0
140
Катапин А
0,05
6,0
25
То же
0,1
1,7
25
В УфНИИ проводились исследования (табл. 12) потери металла ст травильного угара в 15 %-ной соляной кислоте в присутствии различных ПАВ по сравнению с принятым за 100% действием ее без ингибитора, в результате которых было установлено, что самым сильным ингибирующим препаратом из ПАВ является катапин А, который при концентрации в 20 раз меньшей, чем формалин, уменьшает потери металла от травильного угара почти в 6 раз.
Еще более эффективное ингибирующее действие катапина А установлено в лаборатории ВНИГНИ (Е. А. Буниной). С добавкой 0,1% катапина к 12 %-ной НС1 потери металла в течение 24 ч при испытании пластинок из стали марки Ст. 3 составили всего лишь 0,09 г^см2-ч 114
Высокие ингибирующие свойства катапина А получаются добавками катапина только в неконцентрированную соляную кислоту (до 12%) и обусловлены способностью его образовывать при чрезвычайно низких концентрациях (0,025%) защитную адсорбционную моном оле- кулярную пленку, изолирующую поверхность металла от вещества, вызывающего коррозию. При высокой концентрации соляной кислоты (свыше 15%) катании кислоту не ингибирует.
От Других ингибиторов, применяющихся в процессах обработки пласта, он особо отличается тем, что реакция ингибированной ката- пином соляной кислоты с карбонатными породами до полного истощения ее химической энергии отложений осадков в пласте в результате высаливания органических образований не вызывает.
Свойства ОП-4 как ингибитора сопоставляются с ингибирующими свойствами ОП-7, но они, конечно, значительно ниже, чем ингибирующие свойства катапина А.
Почти такими же ингибирующими свойствами, как катапин А, обладает указанный выше карбозолин О.
Применяющиеся до настоящего времени в процессах кислотных обработок ингибиторы имеют существенный недостаток. Большинству из них присущи только ингибирующие свойства, но они почти не отвечают другим важным требованиям, предъявляемым к ПАВ, применяющимся в процессах обработки пласта (скорость и торможение реакции кислотных растворов с породой, межфазные натяжения на границах раздела кислоты с нефтью, предупреждение эмульсеобразования и расслоение эмульсий и др.).
В практике кислотных обработок в прошлом применялись ингибиторы, которые, не обладая высокой химической скоростью, очень скоро теряют также свои ингибирующие защитные свойства. Например, формалин хорошо замедляет сероводородную коррозию, но быстро окисляется воздухом. Формалин лишен важных свойств, которыми обладают ПАВ. Кроме низких технологических показателей, формалин очень ядовит, поэтому представляет большую опасность для обслуживающего персонала (поражает глаза, слизистые оболочки рта и носа, дыхательные пути).
В качестве дешевого ингибитора в соляной кислоте часто еще применяют уротропин — соединение, получаемое при взаимодействии формальдегида с аммиаком.
Большим защитным действием обладают многие растворимые в кислоте смолы — продукты конденсации альдегидов и аммиака.
Путем обработки технического масляного альдегида газообразным аммиаком (до полного насыщения) и последующей полимеризации его образуется альдегид аммиака. Этот продукт по определенной схеме проходит ряд ступеней обработки. На конечной стадии технологического процесса получается полимер с большой антикоррозионной способностью— ингибитор ПБ (полимер бутиламина).
В настоящее время поставляемая заводами соляная кислота ингибируется наиболее распространенными ингибиторами ПБ-5. Ингибитор ПБ-5 полностью растворяется в соляной кислоте, но очень слабо растворяется в пресной и совсем не растворяется в минерализованной воде. Ингибирующие свойства ПБ-5 достаточно удовлетворительны, однако в его присутствии в пласте из полностью истощенной, т. е. потерявшей кислотную эрегию соляной кислоты выделяется объемистый осадок липкой органической массы, что, безусловно, снижает фильтрационную способность пласта и, следовательно, результативность кислотных обработок [45].
При температуре 90° С промышленный ингибитор ПБ-5 в 15%-ной соляной кислоте свои защитные свойства вообще теряет, поэтому при
8* 115
обработке пласта, особенно на разведочных площадях, целесообразно переходить к более действенным средствам, не вызывающим при контакте с другими реагентами и пластовой водой даже малейшего помутнения соляной кислоты, а также имеющим более высокий, чем ингибитор ПБ-5, температурный порог.
В последние годы с ростом числа площадей с глубоко залегающими горизонтами, особенно в Грозненском районе (Чечено-Ингушская АССР), Ставропольском и Краснодарском краях, где пластовая температура достигает 150° С и выше, возникла потребность в ингибиторах, действия которых отвечали бы именно таким температурным условиям пласта.
В Советском Союзе работы в этом направлении ведутся С. А. Ба- лезиным и его сотрудниками [И, 73]. Для различных температурных ступеней ими предложен ряд ингибиторов. Для температур 75—90° С и давлений 200—300 кГ!см2 предлагалось в 15%-ную ингибированную соляную кислоту добавлять 1% вес. серной кислоты. Несколько позже для этих же условий был создан ингибитор И-1-А.
Смесь 0,4% И-1-А, 0,8% уротропина и 1% H2SO4, хотя по своим ингибирующим показателям удовлетворяет требованиям, но для употребления в пластовых условиях не может быть рекомендована. Расчеты показывают, что даже 15%-ная соляная кислота, в которой по ГОСТ 1382—42 допущено присутствие 0,4% серной кислоты, может при взаимодействии с известняком образовать в пласте 4000 л/г/л двуводного гидрата сернокислого кальция (CaSO4*2H2O), из которых около 3300 мг!л при полной нейтрализации кислоты выпадает в осадок. Поэтому от применения этого ингибитора в процессах обработки пласта следует воздержаться.
В последние годы теми же исследователями предложен новый более эффективный ингибитор БА-6 (другое марочное название В-1), прошедший все стадии лабораторного исследования в условиях высоких давлений (300 кГ!см^ и температур (100°С).
Смесь 0,5% БА-6+ 0,5 % гексинола+0,1 % KJ, по утверждению авторов, практически полностью подавляет в условиях температур до 140° С коррозию металла. Опыты с такой смесью проводились с концентрированной 28 %-ной технической соляной кислотой, в результате которых было установлено высокое защитное действие предложенного состава (при комнатной температуре) во времени.
Следовательно, ингибитор БА-6 от других ингибиторов отличается особой способностью растворяться именно в концентрированной соляной кислоте, что является очень важным преимуществом. Исходным Продуктом для него служит хлористый бензил.
Помимо ингибитора В-1 выпускается ингибитор В-2, стоимость которого на 60% ниже первого. При использовании его в солянокислотном растворе отпадает необходимость в каталине А.
Таким образом, синтезирован ингибитор с высоким антикоррозийным действием, подавляющий травильный эффект в широком диапазоне температур, устойчивый при длительном хранении концентрированной кислоты в стальных емкостях и не образующий твердых нерастворимых осадков при контакте с минерализованной пластовой водой (хлоркальциевой и хлормагниевой) и другими реагентами и ПАВ, используемыми при составлении рабочих жидкостей.
Действие комплекса из бинарной смеси ингибитора БА-6 (В-2) и поверхностно-активного вещества ОП-7 или ОП-10 в пределах 100— 110° С удовлетворительно решает задачу борьбы с коррозией металла и снижения на границах фаз поверхностного натяжения, гидрофобиза- ции среды и предупреждения образования эмульсии в призабойной зоне.
Во многих руководствах для процессов обработки пласта в каче-
стве важного вспомогательного реагента рекомендуется уксусная кислота. При этом исходят из ряда вполне правильных и обоснованных положений: уксусная кислота замедляет реакцию кислоты с карбонатной породой, предупреждает выпадение в осадок в виде гидратов окиси железа окисных соединений железа, так же, как соляная кислота, расходует на растворение породы свою химическую энергию, т. е. является добавкой к соляной кислоте. Следовательно, уксусная кислота в процессах обработки пласта может служить одновременно реагентом тормозящего и стабилизирующего действия и рабочей жидкостью. Однако, учитывая большое количество уксусной кислоты, необходимое для выполнения одного процесса (до 5%), применение ее сильно усложняет процессы обработки пласта на разведочных скважинах, вызывая дополнительные трудности доставки, размещения и приготовления на площади этого реагента.
При полной нейтрализации соляной кислоты содержащееся в ней растворенное треххлористое железо выпадает в виде объемного осадка нерастворимых соединений гидрата окиси железа. Точно так же в достаточно большом объеме выпадает и уходит в осадок треххлористый алюминий. Осаждение в порово-трещинной среде производных железа и алюминия, не растворимых в воде, несомненно, имеет отрицательные последствия.
Присутствие в пластовых водах закисных солей железа, которые при определенных условиях (реакция среды) переходят в нерастворимую в воде гидроокись, также является отрицательным фактором. В связи с этим в смеси рабочей жидкости для обработки пласта необходимы специальные добавки, предупреждающие в пластовых условиях гидролиз солей железа и возможность образования из окиси железа коллоидных гидратов.
Поэтому в кислотные смеси, кроме реагентов интенсифицирующего или тормозящего действия и ингибиторов, необходимы добавки, предотвращающие выпадение из отработанных растворов кислот и ПАВ солей железа и алюминия.
В настоящее время в качестве такого стабилизатора на разведочных площадях применяется лимонная кислота.
Для определения наиболее эффективной и экономичной концентрации лимонной кислоты в минерализованной воде, содержащей 0,001% растворимых ионов железа, были поставлены специальные исследования.
Установлено, что когда кислота реагирует с породой и pH становится равным 4, хлориды железа гидролизуются и выпадают в виде гидроокиси в осадок. В воду добавляли различные количества (от 0,001 до 0,004%) лимонной кислоты [123].
Оказалось, что лимонная кислота — стабилизатор, предотвращающий выпадение растворимых солей железа по мере того, как кислота реагирует с породой; кислород в присутствии этого стабилизатора нерастворимые соединения железа не образует.
Лимонная кислота эффективно удерживает железо в растворенном состоянии до pH смеси, равного 11; расход его при этом составляет всего 10 г на 1 м3 воды. Следует, однако, заметить, что даже в растворе с кислой реакцией, если железо присутствует в виде взвеси, лимонная кислота железо не растворяет. Ввиду небольших количеств лимонной кислоты, находящейся в общей массе рабочей жидкости, в экспериментальной работе вводят от 2 до 10 кг лимонной кислоты на весь объем рабочей жидкости. Такое количество лимонной кислоты, предупреждая выпадение гидроокиси железа, заменяет большой объем уксусной кислоты, что значительно облегчает организацию процессов обработки пласта на разведочных площадях, удаленных от центров.
При выборе ингибирующих реагентов соляной кислоты необхо-
117
димо, чтобы они отвечали основным требованиям процессов обработки пласта.
Ингибиторы на всем пути продвижения соляной кислоты от завода- поставщика до эксплуатационного забоя скважин должны обеспечивать сохранность металла, с которым кислота на этом пути контактирует, без нанесения в течение более или менее длительного срока существенного ущерба металлу (до шести месяцев),
Ингибиторы должны полностью растворяться в концентрированной соляной кислоте, не вызывая в ней помутнения и при растворении в кислоте других необходимых реагентов стимулирующего и стабилизирующего действия.
После полного истощения химической энергии в пласте от ингибитора не должно образоваться побочных продуктов, осаждающихся в результате реакции кислоты с породой или контакта с пластовой водой, которые могут нанести фильтрационным свойствам пласта существенный ущерб, т. е. входящие в состав ингибитора композиционные добавки не должны образовывать осадков нерастворимых соединений с продуктами реакции соляной кислоты с карбонатными породами СаС12 и MgCl2.
Ингибитор должен иметь широкий диапазон действий при высоких давлениях (до 300 кГ(см2^ и температурах (не ниже 140° С).
Ингибирующее действие принятого для промышленного производства ингибитора не должно ослабляться, когда рабочая жидкость в определенном соотношении компонуется из трех разных кислот: соляной, плавиковой и лимонной.
Кроме этого, желательно также, чтобы ингибирующие свойства реагента совмещались бы с другими необходимыми для обработки пласта свойствами ПАВ.
Совершенно ясно, что выдвинутым требованиям получивший в настоящее время широкое распространение ингибитор ПБ-5 не отвечает. Вместе с тем многим из этих требований отвечает ингибитор БА-6 (В-2), стоимость которого при существенном улучшении его качественных показателей по сравнению с ингибитором ПБ-5 значительно снижена.
Ниже приводятся краткая характеристика и назначение эмульгаторов, стабилизаторов и реагентов, используемых в процессах обработки пласта.
Во многих нефтях, добываемых как в СССР, так и за рубежом, содержатся ПАВ и эмульгаторы. Последние чаще всего представлены компонентами нефти: асфальтенами, парафинами, смолами.
В качестве эмульгирующих добавок для приготовления нефтекислотных эмульсий использовались в недавнем прошлом некоторые марки мазутов и различные ПАВ. Добавка мазута имела целью эмульгирования смеси кислота — нефть естественными компонентами нефти.
В последнее время для этих же целей по предложению СевКавНИИ применяются аминосоединения (см. главу VIII, § 6).
Алкилоламиды (моноэтаноламиды) СЖК — представляют собой твердое воскообразное вещество светло-желтого цвета, плотностью 1,06 г/см3. Выпускает алкилоламиды Волгоградский химический комбинат (СТУ 45—916) в качестве добавок к порошкообразным моющим средствам.
Амины синтетических жирных кислот фракции Ci?—С2о представляют собой вязкую жидкость коричневого цвета с характерным запахом. Плотность 0,0802 г! см3.
Амины являются токсичными веществами. Их рекомендуют хранить в закрытой таре, чтобы не вдыхать пары, так как в жизнедеятельности человека они вызывают отрицательные явления (в центральной нервной системе).
118
Перед приготовлением эмульсии эмульгаторы в соответствующих средах растворяются. Алкилоламиды растворяются в соляной кислоте, а амины хорошо растворяются в нефти (дизельном топливе, керосине). Ввиду плохой растворимости алкилоламидов в соляной кислоте, имеющей низкую концентрацию, их растворяют в концентрированной соляной кислоте заводского приготовления.
В США для обратного получения рабочих жидкостей вместе сними в пласт вытесняется азот. При его поступлении из пласта в скважину пузырьки азота продолжают расширяться и как в обычном газлифте совершают подъемную работу, вынося отработанную рабочую жидкость на поверхность.
Для нагнетания азота в пласт создана специальная передвижная установка, которая вместе с испарителями монтируется на грузовом автомобиле. Перевозится азот к месту потребления в жидком виде, что удобно и дешево. В последние годы некоторые фирмы взамен азота стали применять углекислый газ (СОг).
Углекислота легко подвергается сжижению и имеет низкое критическое давление. Служит добавкой в процессах гидравлического разрыва пласта и при кислотных обработках. Транспортируется в сжиженном виде при температуре —18° до —2ГС и давлении 21 кГ!см2. Легко смешивается в таком состоянии с рабочей жидкостью, и такая смесь вытесняется под давлением в пласт.
При превышении критической температуры (+ЗГС) СО2 переходит в газообразное состояние. В воде растворяется при 200 кПсм2 и 60° С всего 5,5% СО2. В жидком виде СО2 составляет 25% от объема вытесняющейся в пласт рабочей жидкости.
В своих рекомендациях фирмы ссылаются на ряд преимуществ СО2 по сравнению с азотом: замедляется скорость реакции кислоты с породой, сжиженную углекислоту можно доставлять на место работ и перекачивать с помощью стандартного оборудования, установленного на грузовиках для перевозки СО2, и др.
Каустическая сода (каустик NaOH, едкий натрий, щелочь) —твердые плотные куски белого цвета или раствор плотностью 1,45 г) см4. На воздухе разлагается, поэтому хранится в закрытых железных бочках. Водные растворы сильно щелочные: сжигают кожу, одежду, обувь. Алюминиевой тарой пользоваться нельзя. При растворении кусков каустика в воде или разведении высококонцентрированных растворов каустической соды водой происходит сильное разогревание. В процессах обработки пласта применяется для промывки емкостей, труб и оборудования.
Тринатрийфосфат (фосфат натрия Na3PO4-12Н2О) — мелкий порошок белого цвета, растворяется в воде, образуя щелочные растворы. Хранится в закрытой таре и сухом помещении.
В процессах обработки для образования защитной метафосфатной пленки, изолирующей металл от непосредственного контакта с водой, пассивируют им внутреннюю поверхность емкостей после промывки последних каустической содой, чтобы этим предотвратить ржавление.
Хлористый кальций (СаС^-бИгО)—поставляется заводами в виде кристаллической массы шестиводного хлористого кальция, упакованного в бочках. Хранится в сухом помещении. Употребляется для разобщения отдельных интервалов пласта, ликвидации утечек через непродуктивные трещины и др.
Двууглекислый натрий (бикарбонат натрия NaHCO3) — порошок белого цвета, хорошо растворяется в воде. Растворы слабо щелочные. Хранится в закрытой таре. Бикарбонатом натрия пользуются как первым лечебным средством в случаях накожного ожога соляной кислотой.
Лимонная кислота — трехосновная органическая оксикислота.
СН2 -СООНсон-соонСН2 —СООН
Кристаллизуется с одной молекулой воды в виде бесцветных ромбических призм. Очень легко растворима в воде, хорошо — в спирте и ацетоне, но плохо в большинстве других органических растворителей. Получают лимонную кислоту из растительного сырья (лимонов, листьев махорки) или путем сбраживания сахара при помощи плесневого грибка aspergillus niger. Употребляется для предупреждения выпадения комплексных соединений железа.
Уксусная кислота (СН3СООН) применяется на эксплуатационных площадях для замедления реакции кислоты с породой и предупреждения выпадения окисных соединений железа (гидраты окиси железа) в осадок; кроме того, уксусная кислота растворяет (так же, как соляная кислота) карбонатную породу. Приемку уксусной кислоты производят, если она удовлетворяет условиям ГОСТ 7077—54.
Сульфит-спиртовая барда (ССБ) —продукт целлюлозно-бумажной промышленности.
Поставляется в жидком и твердом виде. Первая представляет собой жидкость темно-коричневого цвета; вторая — аморфная твердая масса темно-коричневого цвета (кальциевые соли лигносульфоновых кислот).
В процессах обработки используется в качестве загустителя для приготовления жидкости-носителя твердого расклинивающего агента. В работе [45] приведены подробные сведения о ССБ.
Хлороформ (СНС1з) применяется как растворитель твердых компонентов нефти (асфальтенов, смол, парафинов), а также коллоидных осадков, образующихся из них после кислотных обработок пласта.
Это почти бесцветная жидкость с молекулярным весом 119,5 г; плотностью 1,5 г!см3\ с температурой кипения при атмосферном давлении, равном 61,7° С, при 20 кГ(см2—191,8° С; он не воспламеняется и твердеет при —63° С.
Хлороформ поставляется заводами-изготовителями химически чистый, а также технический (94%) — марка Б (ГОСТ 1539—64) в железнодорожных цистернах и в металлических бочках с втулками для подсоединения гибкого шланга и герметического слива. Емкость бочек 200—250 кг.
Ингибитор БА-6 представляет собой маслообразную жидкость удельного веса 1,055 Г (см3, желтого или светло-коричневого цвета, имеющую своеобразный запах. Благодаря резко выраженным основным свойствам он образует с соляной, серной, фосфорной и другими кислотами солеобразные соединения, хорошо растворимые в избытке кислот или в воде. Ингибитор БА-6 применяется для ингибирования соляной и плавиковой кислот соответственно до 30 и 60%-ной концентрации, используемых при температурах до 100° С. По своим защитным свойствам и устойчивости в растворах кислот ингибитор БА-6 значительно превосходит используемый в настоящее время в промышленности ингибитор ПБ-5.
Современные синтетические ПАВ включают многообразные по своему составу и строению соединения. Поэтому почти невозможно выделить и синтезировать такие ПАВ, которые могли бы одинаково удовлетворить чрезвычайно разнообразным условиям залежей нефти 120
и газа в многочисленных модификациях процессов вскрытия и обработки пласта.
В разведочных работах на нефть и газ незнание характера встреченных разведкой залежей и особенно физико-химических свойств насыщающих пласт нефти и газа, вызывает особую необходимость использовать для работы ПАВ с очень широким диапазоном свойств.
ПАВ в процессах вскрытия и обработки пласта должны отвечать следующим основным требованиям: сохранять в естественном состоянии проницаемость продуктивных пород при их вскрытии и обработке; полностью растворяться в технической и пластовой воде; при низких концентрациях на границе раздела фаз промывочная (рабочая) жидкость— горная порода — пластовая жидкость значительно снижать поверхностное натяжение, а также давление вытеснения рабочей жидкости в пласт; повышать смачиваемость породы нефтью и ее гомологами; наиболее полно вытеснять с поверхности порово-трещинной среды пластовую и особенно техническую воду; не допускать образования в призабойной зоне эмульсий, а при ее образовании — снижать стойкость эмульсии и ее активно расслаивать; незначительно адсорбироваться на поверхности кварцевых и глинистых минералов; предупреждать коагуляцию и не допускать выпадения в осадок твердой фазы промывочной жидкости и шлама из разбуриваемых пород и солей из минерализованных пластовых вод; при контакте с минерализованными водами пласта не терять своей поверхностной активности; снижать на контакте с горной породой механическую прочность породы, увеличивать количество и повышать геометрические размеры естественных и вновь образованных микротрещин; быть экономичными в процессах вскрытия и обработки пласта и безопасными в обращении, наконец, особенно для условий работы на разведочных площадях, обладать, кроме перечисленного, еще высокими ингибирующими свойствами. '
Важнейшими ПАВ, стимулирующими положительные свойства в жидкостях и применяемыми в процессах вскрытия и обработки пласта в коллекторах трещинного типа, являются водорастворимые неионогенные и катионактивные поверхностно-активные вещества, с помощью которых снижается поверхностное натяжение и давление вытеснения жидкости в пласт, предупреждается эмульсеобразование, предохраняется от коррозии промысловое оборудование и эффективнее используется химическая энергия кислоты. Ими, наконец, регулируются свойства жидкости, повышающие ее способность транспортировать по стволу, доставлять к трещине и размещать в ней твердый зернистый агент.
В этих же целях может быть найдена и также успешно применена бинарная смесь из неионогенных и анионоактивных ПАВ.
Г л а в a VI
ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА
В технологических процессах бурения скважин различного целевого назначения промывочные жидкости выполняют ряд важных функций: очищают забой от выбуренной породы и выносят ее на поверхность; предохраняют ствол скважины от обвалов, сужений и осыпаний горных пород, составляющих геологический разрез; предотвращают проявления и выбросы нефти, газа и воды; охлаждают в процессе проходки долото; удерживают в стволе скважины частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии; сохраняют природные свойства коллектора при его вскрытии. В среде высококачественной промывочной жидкости показатели, полученные электро- и радиометрическими исследованиями, значительно лучше дифференцируются.
Наконец, при турбинном способе бурения промывочная жидкость трансформирует кинетическую энергию жидкости в механическую.
Некоторое противоречие в требованиях к промывочной жидкости объясняется различием геолого-технических условий на разных стратиграфических глубинах.
Обработка пласта начинается с самого его вскрытия, когда жидкая фаза промывочной жидкости вытесняется в породу, и предотвратить проникновение жидкости в пласт практически невозможно. Все это требует нормирования, стабилизации и значительного улучшения реологических свойств промывочной жидкости при бурении непродуктивного интервала разреза и отдельно для вскрытия пласта и проходки продуктивной толщи, а также придания ей поверхностно-активных свойств. Именно такие жесткие требования вызывают в свою очередь необходимость расширения номенклатуры сырья, всевозможных реагентов и ПАВ, потребляемых для приготовления промывочной жидкости, а также всемерного развития научно-исследовательской базы по разработке рецептур промывочной жидкости для бурения в различных геологических условиях непродуктивного разреза и отдельно для продуктивного интервала пласта. Большое значение при этом имеет правильный выбор в зависимости от геологических условий и типа коллектора промывочной жидкости, с помощью которой пласт вскрывается.
ПРОМЫВОЧНЫЕ жидкостиНА НЕФТЯНОЙ ОСНОВЕ (РНО)
В последнее время большое распространение получают промывочные жидкости, приготовленные на нефтяной основе. В качестве дисперсионной среды в растворах на нефтяной основе используются нефть и нефтепродукты (дизельное топливо, соляровое масло и др.) и именно этим обусловливаются их специфические свойства.
Растворы на нефтяной основе предназначены:
для вскрытия продуктивных пластов с целью сохранения их естественной проницаемости;
для бурения в осложненных условиях, в частности, при проходке обваливающихся соленосных и других пород, бурение которых сопровождается тяжелыми осложнениями;
для бурения и вскрытия пластов с низкими пластовыми давлениями; " '
для бурения глубоких и сверхглубоких скважин в условиях высоких пластовых температур и давлений;
для повышения скоростей бурения за счет увеличения проходки на долото, предупреждения осложнений, а также значительного сокращения времени освоения; '
для уменьшения расходов на промывочные растворы.
Характерные особенности РНО заключаются в том, что они очень слабо фильтруются через мелкопористые среды (песчаники, известняки, пески и др.). По сравнению с другими промывочными жидкостями РНО вытесняют в пласт при проходке ими продуктивной толщи в несоизмеримо меньших размерах; этим и обеспечивается сохранение естественной проницаемости пласта. Использование РНО при бурении с отбором керна позволяет получить керн с природной нефтенасыщенностью; вынос керна при этом значительно увеличивается. Извлеченный с применением РНО керн доставляет с глубины ценный материал для подсчета запасов нефти, при составлении проектов разработки месторождений и др.
В динамических условиях и особенно в сочетании с высокими температурами наблюдается выделение из РНО некоторого количества фильтрата (нефтяная основа), но поскольку он имеет одинаковую природу с нефтью, то в случае его проникновения в пласт проницаемость последнего не подвергается существенному изменению.
Битумная корка, образующаяся на стенках скважины, легко/ растворяется нефтью, поэтому при использовании РНО не требуется проведения специальных работ по ее ликвидации, что обычно приходится делать при бурении с глинистыми растворами.
При вскрытии продуктивных пластов, представленных трещиноватыми породами, коллекторские свойства их также не подвергаются существенному изменению, так как РНО легко разжижаются нефтью. РНО инертны к набухающим глинистым породам и солям. Эти свойства дают возможность успешно применять их при проводке скважин, в разрезе которых имеются набухающие и соленосные породы. Общеизвестна и высокая термостойкость РНО.
В спокойном состоянии РНО сильно загустевают, а при механическом воздействии быстро приобретают первоначальную текучесть. Этими тиксотропными их свойствами можно успешно воспользоваться на эксплуатационных площадях при проходке зон поглощений и вскрытии дренированных нефтяных пластов, имеющих низкие пластовые давления.
Благодаря хорошим смазывающим свойствам РНО способствуют повышению износостойкости долот, в результате чего увеличивается проходка на долото. .
Представляет интерес использование РНО также в качестве первой порции продавочной жидкости при цементировании обсадной колонны с тем, чтобы перфорационные работы проводились в среде растворов на нефтяной основе. Возможность многократного использования одного и того же РНО при последовательном бурении нескольких скважин является их важным достоинством. Такая возможность объясняется тем, что РНО при длительном хранении и многократном использовании не стареют. ,
Из рецептур, разработанных в нашей стране, наиболее простой и
123
надежной, апробированной в промысловых условиях, является приготовление их из известково-битумных порошков. По этой рецептуре для приготовления 1 ж3 РНО в зависимости от желаемых параметров требуется 0,6—0,65 т дизельного топлива, 0,15—0,2 т битумных порошков, 0,3—0,4 т молотой негашеной извести, 0,06—0,08 т воды.
При необходимости добавляется утяжелитель. Назначение перечисленных компонентов следующее.
Дизельное топливо — дисперсионная среда, в которой диспергируются все другие составные компоненты раствора.
Битум — коллоидная фаза; уменьшает фильтрацию, увеличивает вязкость, при добавлении в значительных количествах структурирует раствор.
Известь — структурообразователь. При гашении извести водой получается гидроокись кальция Са(ОН)2, которая, соединяясь с жирными кислотами, содержащимися в нефтепродуктах, образует кальциевые мыла, являющиеся хорошими структурообразователями. Кроме того, гашение извести сопровождается выделением тепла, которое ускоряет процесс растворения битума в дизельном топливе. Известь повышает также вязкость. Назначение воды заключается в том, что известь при гашении подвергается дополнительному диспергированию, в результате чего улучшается качество раствора.
Параметры РНО в зависимости от соотношения компонентов, взятых для его приготовления, могут изменяться в следующих пределах: плотность от 0,9 до 2,4 г! см3, вязкость по СПВ-5 от 30 сек до «не течет», статическое напряжение сдвига от нуля до нескольких сотен мГ]см2, фильтрация за 30 мин в см3— нуль.
Для приготовления растворов на нефтяной основе применяются следующие материалы.
Дизельное топливо как зимнее, так и летнее, сжигаемое в двигателях внутреннего сгорания.
Битум высокоокисленный с температурой размягчения 140—160° С, определяемой по методу «кольцо и шар»; высокоокисленный битум получается путем дополнительного окисления других низкоплавких марок битума на нефтеперерабатывающих заводах. Битум размалывается в молотковых дробилках, тонкость помола менее 1 мм; чем тоньше помол битума, тем быстрее он растворяется в дизельном топливе.
Известь — порошки негашеной извести, получаемые размалыванием в шаровых мельницах обожженного природного известняка; активность извести — содержание в ней активной окиси кальция — должна быть не менее 60%. Чем выше активность извести, тем лучше ее качество.
Порошки битума и извести поставляются потребителям отдельно в мешкотаре, их смешивают непосредственно в процессе приготовления раствора; дозировка их выбирается в зависимости от требуемых параметров раствора.
Применение растворов на нефтяной основе предотвращает возможность возникновения в порово-трещинной среде практически многих, отмеченных ранее отрицательных физико-химических явлений. Так, например, при фильтрации воды через нефтьсодержащие песчаники проницаемость их по нефти восстанавливается только до 50%, а водных растворов ПАВ до 60—80%, в то время как растворы на нефтяной основе или их фильтраты практически не снижают проницаемость нефтьсодержащих пород [53].
Промышленные испытания по применению растворов на нефтяной основе при вскрытии продуктивных пластов, проведенные в скв. 1529 (Туймаза), 503 и 1168 (Арлан), подтвердили их высокую эффективность (табл. 13).
Из табл. 13 видно, что время чистого освоения скв. 1529 в 5,1 раза меньше соответствующего среднего времени освоения соседних сква- 124
Таблица 13
Номер скважины
Время освоения, ч
Начальный дебит, mJ сутки
Промывочные жидкости при вскрытии
всего
чистого
1602
186
186
27
Глинистый раствор 4- обработка
НС1
Вода 4-0,25 сульфонола
1471
71
69
72
1472
157
100
12
Глинистый раствор 4- гидрораз-
375
3984
—
Н,2
Глинистый раствор
В среднем по четырем скважинам
1074
118,3
30,5
1529
29,5
23,5
87
Раствор на нефтяной основе
Примечание. Под временем чистого освоения скв. 1529 гонимается время спуска насосно- компрессорных труб, оборудование устья скважин, работа и остановка компрессора на ремонт и
заправку.
жин. Через 8 месяцев эксплуатация скв. 1529 была остановлена для проведения электрометрических работ.
Фонтанный приток был подавлен глинистым раствором. После проведения электрометрических работ скважина была промыта водой, затем нефтью и снова освоена. При этом время освоения составило в несколько раз больше, чем в первый раз, а дебит ее оказался на 40% ниже прежнего. При работе через IO-jwjw штуцер дебит этой скважины до остановки составлял 69 т[ сутки, а после повторного освоения ее дебит при том же штуцере составил только 41,6 т/сутки.
Результаты добычи нефти из этой скважины за первые 8 месяцев эксплуатации, т. е. до ее остановки, в сравнении с соседними скважинами приводятся в табл. 14.
Таблица 14
Показатели
№ скважины
1601
1602
1603
1471
1472
375
в среднем по одной скважине
1529
Добыча, т.. . . .
11 395
12 400
9848
17 248
2501
1816
9223
28 298
Средний дебит, т$сутки . . .
45
49,6
38,9
68
9,8
7,17
36,4
111,5
Из табл. 14 видно, что скв. 1529 за первые 8 месяцев эксплуатации работала с дебитом нефти в три с лишним раза большим, чем в среднем одна из шести сравниваемых скважин, а дебит ее превышал средний дебит соседних скважин на 75 т]сутки.
Аналогичные данные получены по скв. 503, пробуренной на Ар- ланском месторождении.
Опыт вскрытия пласта с промывкой забоя промывочными жидкостями на нефтяной основе на разведочных площадях (скв. 18 Быстрян- ской площади, скв. 6 Сользаводской площади) показал, что хотя они в значительной степени способствуют сохранению естественной проницаемости продуктивных пород, но все же для коллекторов трещинного типа (возможность катастрофического поглощения промывочной жидкости и полной потери циркуляции, а также бурных фонтанных выбросов) и особенно для разведочных площадей (опасность в пожарном отношении, трудности приготовления в отдаленных полевых условиях и доставки готового раствора, затруднения при электрометрических исследованиях) рекомендовать их для широкого использования не представляется возможным.
PHO на различных площадях целесообразнее всего использовать для исследовательских целей специально, когда требуется определить водонасыщенность обнаруженного разведкой нефтяного объекта.
Тем не менее широкий диапазон изменений плотности РНО от 0,9 до 2,4 г{смг открывает для него очень большие перспективы применения.
ЕСТЕСТВЕННЫЕ ВОДНЫЕ СУСПЕНЗИИ (ЕВС)
Естественные водные суспензии приготовляются непосредственно в процессе бурения. Диспергирование выбуренной породы происходит воздействием долота на забое и при движении промывочной жидкости во время циркуляции ее во всей системе наземных циркуляционных сооружений и в скважине. Однако образующиеся естественным путем при разбуривании горных пород в стволе скважины неконцентрированные водные суспензии еще полноценно выполнить технологические функции промывочной жидкости не в состоянии.
Для доведения качественных показателей этой суспензии до требуемых параметров она проходит ряд этапов обработки. Накопление дисперсной фазы, повышение удельного веса и изменение других ее реологических свойств, зависящих от концентрации твердых частиц, происходят постепенно в процессе углубления скважины.
С вводом в циркуляционную систему в определенной последовательности ПАВ и реагентов, характер которых существенно зависит от природы разбуриваемых пород, грубые неконцентрированные водные суспензии в стволе скважины превращаются в стабильную систему с регулируемыми показателями реологических свойств [118].
Следует подчеркнуть, что во всей этой работе по созданию промывочных жидкостей для различных геологических условий композиция таких промывочных жидкостей является наиболее прогрессивным мероприятием.
При правильном подборе ПАВ и реагентов они отвечают не только многообразным требованиям бурового процесса, но и способствуют сохранению естественных условий пластовой системы.
Первые работы по применению карбонатных суспензий в качестве промывочной жидкости с добавками понизителей твердости были проведены П. А. Ребиндером при бурении опытных скважин в Пермской области. Широкие промышленные масштабы эти работы получили в Саратовской области; выбуриваемые карбонатные породы С. Н. Ятро- вым были использованы для создания стабильных промывочных жидкостей — ЕВС, с достаточной концентрацией твердой фазы и регулируемыми показателями.
Приготовленные ЕВС должны удовлетворять требованиям технологических процессов бурения в стволе скважины, вскрытия пласта и обеспечения высоких технико-экономических показателей строительства скважин. Для этого промывочная жидкость прежде всего должна обладать оптимальными реологическими свойствами.
Следует вместе с тем подчеркнуть, что требуемая для таких показателей величина частиц твердой фазы 0,5—2,0 мк не всегда может быть получена естественным путем в стволе скважины в необходимом количестве. Тонкие фракции карбонатных и сульфатных пород, а также алевролитов и аргиллитов в водной среде можно получить только дополнительным диспергированием выбуриваемого шлама с помощью вибрационных или шаровых мельниц для мокрого помола или фрезерно-струйными аппаратами.
Мельницы ФСМ-3 наряду с приготовлением и химической обработкой промывочной жидкости позволяют регулировать в ней количество твердой фазы, поступающей из выбуренной породы.
126
Применение фрезерно-струйных мельниц, кроме того, дает возможность расширить интервалы бурения с применением промывочных жидкостей с более низкой концентрацией твердой фазы, а также достигнуть таких показателей удельного веса, которые делают их пригодными для вскрытия пласта.
Полученная при этом твердая фаза в промывочной жидкости подвергается в дальнейшем препарированию ПАВ стабилизирующего действия. Стабилизаторы адсорбируются на частицах дисперсной фазы, понижая поверхностное натяжение на границах раздела твердое тело — вода.
В тех случаях, однако, когда водная суспензия оказывается нестабильной, применение ПАВ стабилизирующего действия сочетают с использованием электролито-каустической или кальцинированной соды, являющейся в этом случае поверхностно-инактивной добавкой.
Приготовленные таким образом промывочные жидкости при препарировании их неионогенными ПАВ, например ОП-7, могут успешно быть использованы также и для вскрытия пласта, так как реаген/ ОП-7 в минерализованной среде не осаждается и вредных примесей не образует.
Для разведочных площадей в некоторых условиях (тайга, бездорожье и др.) такие промывочные жидкости практически другими заменить нельзя. Получение их непосредственно на месте не требует во многих случаях тяжелых и трудоемких работ, снижает затраты на доставку, предварительную обработку глины и ее приготовление.
Приготовление таких промывочных жидкостей, свойства которых благодаря исследованиям С. Н. Ятрова теперь устойчиво регулируются, подробно освещено в работе [118].
УДЕЛЬНЫЙ ВЕС ПРОМЫВОЧНОЙ жидкости
Проанализируем формулу (1.31)
о6 = 2^пН — р3.
Если забойное давление р3 снизить до 1 кГ[см2, то кольцевые напряжения станут практически равными удвоенной величине горного давления.
Вполне естественно, что под влиянием такого давления вертикальные или близкие к ним по своему направлению микротрещины окажутся у эксплуатационного забоя полностью сомкнутыми.
Теперь предположим, что удельный вес промывочной жидкости искусственно утяжелен и доведен до 2,3, что по величине соответствует удельному весу горных пород
Рз = 7»^, но уж уп
и, следовательно, ое — уп/7.
Как видим, величина кольцевых напряжений в приведенном примере равна нормально существующему в пласте горному давлению, при котором микротрещины имеют раскрытость, соответствующую их природным условиям (не считая при этом еще большего его снижения вследствие разгрузки горного давления, связанного с вскрытием пласта, см. главу XI, § 1). В открытом состоянии микротрещины, очевидно, будут удерживаться созданным у забоя давлением столба утяжеленного раствора.
Таким образом, раскрытость микротрещины в процессе бурения в продуктивной толще не остается в неизменном виде. В зависимости от находящихся с момента вскрытия пласта в постоянном взаимодействии призабойного напряжения (^3) и забойного давления (р3) их раскры- 127
тость непрерывно изменяется — от максимальной до полной сомкнутости.
По мере углубления в недра земной коры и вскрытия глубоко залегающих пластов колебания в величине раскрытое™ микротрещин учащаются, поскольку величины взаимодействующих сил и их разность с глубиной возрастают.
Доказанное теоретически и установленное экспериментально существование эффекта смыкания и раскрытия трещин вызывает необходимость изменить подход к определению в трещиноватых породах удельного веса промывочной жидкости.
Правильное его определение, отвечающее механическому состоянию продуктивной породы и породы кровли, а также распределению горного давления между силовой решеткой пласта и насыщающей его жидкостью, во всем комплексе современных методов вскрытия пласта имеют важное значение. Возникла прежде всего необходимость в более точном определении удельного веса промывочной жидкости, с промывкой которой объект опробования вскрывается. Вместе с тем известно, что до настоящего времени еще нет критерия, которым можно было бы уверенно пользоваться при его определении.
На практике обычно предполагают, что пластовое давление соответствует отметкам глубин вскрываемых залежей, и задаются величиной удельного веса, которая может гарантировать подавление притоков (против гидростатического повышают на 15—20%). Однако такое решение не отвечает действительности. Во-первых, как это следует из главы I, пластовое давление нередко значительно отклоняется от гидростатического. Во-вторых, пластическая деформация пород кровли (подошвы) может вызвать необходимость повышения в процессе бурения забойного давления и, следовательно, удельного веса промывочной жидкости на величину, которая должна в этом случае уравновесить призабойное напряжение q3.
Забойное давление, при котором пласт вскрывается, решающим образом влияет на объем фильтратов промывочной жидкости, вытесняющихся в пласт, и, следовательно, на сохранение естественной проницаемости продуктивных пород, образование на стенках «заколов» и механических перемещений на контуре скважины, а также на раскрытие и смыкание естественных микротрещин. Наконец, оно существенно влияет на трансформацию энергии в турбинном бурении, технико-технологические показатели бурения и на всю экономику строительства скважин.
Обычно на разведочных площадках, на которых в процессе бурения в геологическом разрезе отмечаются проявления газа или воды или же породы подвергаются пластическому течению, удельный вес промывочной жидкости повышают до предела, после которого эти явления прекращаются. Вместе с тем, особенно в трещиноватых породах, замечено, что при увеличении удельного веса промывочной жидкости на большую величину, чем это вызывается условиями геологического разреза (из стремления предупредить возможные осложнения), процессы проходки значительно усложняются. Увеличивается возможность прихвата бурильной колонны, уменьшается скорость проходки. Под повышенным давлением, созданным искусственно у забоя, трещины остаются в раскрытом состоянии. В результате происходит катастрофическое поглощение промывочной жидкости, в свою очередь вызывающее бурные выбросы и аварийно-открытые фонтаны.
Таким образом, увеличением удельного веса промывочной жидкости и забойного давления осложнения не только не предупреждаются, но, наоборот, нередко даже усугубляются.
Учитывая многообразие геолого-физических условий встречающихся залежей нефти и газа, следует требования, выдвигаемые к опре- 128
делению удельного веса промывочной жидкости при вскрытии продук- гивных горизонтов, сгруппировать, поставив их в зависимость в первую очередь от требований сохранении фильтрационной способности пласта, сокращении времени контакта промывочной жидкости и обнажаемого пласта до технологически достижимых пределов, уменьшения объема вытесняющегося в пласт фильтрата.
Первая группа. Геологический разрез до кровли продуктивного пласта состоит из устойчивых против разрушения горных пород. Начальное пластовое давление соответствует стратиграфической глубине залегания продуктивного горизонта. Высоконапорных вод и газовых горизонтов высокого давления в разрезе не встречено.
Очевидно, в таком случае Йласт можно вскрыть незначительно утяжеленными водными растворами ПАВ.
Вторая группа. Разрез пород отличается неустойчивостью, на отдельных интервалах происходит обрушение прослоев, в разрезе отмечается пластическое течение породы и проявление притоков природного газа или высоконапорной воды. В этом случае при определении удельного веса промывочной жидкости принимают его предельное значение, при котором можно уравновесить пластовое давление и подавить встреченные притоки, а также поддержать стенку ствола в устойчивом состоянии. В зависимости от геологического разреза для вскрытия таких пластов используются глинистые растворы с твердой фазой из глин, карбонатных или галогенных пород, но, конечно, обработанные ПАВ.
Третья группа. Естественный резервуар, подлежащий вскрытию, закрытого типа; пластовое давление очень высокое и почти уравновешивает напряжение горной породы, которое установилось у забоя в связи с вскрытием пласта (случай АВПД). В таких случаях рекомендуется решительно отказаться от принимаемых в настоящее время мер по подавлению пластовых давлений чрезмерным утяжелением промывочной жидкости и таким принудительным путем прекращения притоков нефти и газа.
Для производства поисково-разведочных работ в характеризующихся таким образом горизонтах необходимо прежде всего ускорить комплексное решение задач вскрытия пласта и конструирования устьевого оборудования в условиях АВПД (см. главу VII, § 6), позволяющего производить вскрытие под регулируемым давлением, а эксплуатационный забой очищать от шлама водными растворами ПАВ, аэрированной жидкостью, сжатым воздухом или природным газом.
В процессе бурения на большие глубины (площадь Зыря, Азербайджанская ССР), когда промывочная жидкость имеет небольшой удельный вес, на стенках ствола порода начинает течь (хотя это бывает и на значительно меньших глубинах), и следом за долотом, врезающимся в массив, она претерпевает пластическую деформацию. Перемещение горной породы на контуре скважины, очевидно, вызывает сужение ствола. Склонными к подобному характеру деформации обычно являются глины или породы глинистой фации: аргиллиты, алевролиты. Для предупреждения развивающихся на стенке перемещений обычно плавно увеличивают удельный вес промывочной жидкости до величины, при которой наблюдавшиеся в процессе проходки перемещения прекращаются.
Следовательно, при одном удельном весе промывочной жидкости происходит пластическая деформация породы и перемещение ее на контуре стенки, а при другом, более повышенном, достигается полное прекращение перемещения и ствол при проходке (по данным кавернометрии) сохраняет цилиндрическую форму.
Зафиксировав величину удельного веса сначала при обнаружении перемещения породы на стенках и затем после того как увеличением удельного веса (забойного давления) перемещение породы приостано- 9 Г. T Овнатанов .по
вили, можно получить приблизительное представление о напряжениях в породе, которые установились сразу же после вскрытия пласта.
Определим величину удельного веса промывочной жидкости для вскрытия пласта в случаях, когда начальное пластовое давление находится в пределах нормального гидростатического давления роо или его незначительно превышает.
Первый случай. Порода, составляющая общий разрез продуктивной толщи, включая кровлю, устойчива. Давление у забоя должно обеспечить лишь противовес начальному пластовому давлению. Удельный вес определяется для такого случая из простой зависимости
= (VI. 1)
Второй случай. Порода, составляющая общий разрез продуктивной толщи, включая кровлю, неустойчива. Для прекращения пластической деформации и перемещения породы на контуре требуется соответственно повысить забойное давление.
Величина удельного веса для этого случая определится из условия равенства забойного давления и призабойного напряжения по формулам 1.14, XI.10
9з = Рз = Рвн — п 0,85р№ — Ро, откуда
= (VI.2)
При этом посторонние притоки, о которых говорилось выше, будут заведомо подавлены, поскольку по условию начальное пластовое давление в продуктивной толще находится в пределах гидростатического давления.
Исходя из геологических условий разведуемой площади, а также возможности раскрытия микротрещин и возникновения катастрофического поглощения, полученную величину удельного веса по формуле (VI.2) следует на 5—10% уменьшить, а главное не допустить излишнего страхового запаса. При этом следует еще учитывать, что забойное давление во время циркуляции, в зависимости от глубины скважины и скоростей движения промывочной жидкости, из-за потери напора по сравнению со статическим давлением увеличивается на 15—25%. Чрезмерное же повышение ее, особенно для случаев с АВПД, может лишь привести к прямо противоположным и даже парадоксальным последствиям.
Повышение класса точности измерения забойного давления и определения величины удельного веса до третьего знака после запятой позволит лучше готовить промывочные жидкости, ближе подойти к равновесному состоянию между пластовым и забойным давлениями, в значительно меньших случаях подавлять притоки нефти и газа, возбуждающиеся в ходе бурового процесса, и, следовательно, точнее устанавливать отметки стратиграфических глубин, к которым залежь приурочена. Оно позволит сильно снизить также случаи закупорки пор, полостей и особо чувствительных к изменениям забойных давлений микротрещин (в результате их способности смыкаться и раскрываться), наконец, повысит степень сохранности фильтрационных свойств пласта.
УТЯЖЕЛЕННЫЕ ГЛИНИСТЫЕ РАСТВОРЫ
Во многих операциях технологического процесса бурения скважин (при больших скоростях вращения бурильной колонны и при ее спуско- подъеме, спуске колонны обсадных труб и ее цементировании, форсированных режимах работы буровых насосов и циркуляции промывоч- 130
ной жидкости и др.) значительно против гидростатического повышается давление на стенках скважин; амплитуда колебаний забойных давлений достигает сотен атмосфер [91].
В результате этого при вскрытии коллекторов трещинного типа глинистыми растворами, утяжеленными баритом или другими утяжелителями, они глубже проникают в пласт и очень опасны в отношении возможностей отложения в микротрещинах осаждающихся из растворов твердых частиц. В связи с этим на практике отмечаются специфические явления, характерные именно для коллекторов трещинного типа.
Когда пласт обнажается долотом, подводящие в нем каналы в течение некоторого времени после вскрытия еще сохраняют свою естественную ширину.
Если давление, устанавливаемое столбом утяжеленного раствора у забоя, ниже давления раскрытия трещин, с вскрытием пласта вследствие деформации горной породы под влиянием кольцевых напряжений начинается постепенное сближение стенок вертикальных или близких к ним по своей ориентации микротрещин. Твердые частицы утяжелителя, осевшие из глинистого раствора, отлагаются в микротрещинах и сразу попадают в сферу действия этого процесса.
Через определенное время, когда микротрещины оказываются сомкнутыми, частицы утяжелителя остаются полностью зажатыми между их стенками.
Прочность барита и других применяющихся утяжелителей и пределы допускаемого напряжения их частиц на сдавливание очень низкие, поэтому по мере сближения стенок трещин частицы утяжелителя', неминуемо разрушаясь, плотно спрессовываются в трещине. Проницаемость же образованной таким образом мучной пасты и гидропроводность микротрещины вследствие этого практически снижаются до нуля; для нормального течения нефти и газа в микротрещинах это создает искусственное препятствие. Но проникновение частиц утяжелителя в микротрещины не только наносит большой ущерб процессам возбуждения притока; оно вызывает исключительно большие трудности и при обработке пласта, так как, во-первых, в заполненную мучной пастой трещину не всегда можно внести рабочую жидкость и, во-вторых, еще нет таких жидкостей, при помощи которых частицы утяжелителя могли бы из микротрещин быть полностью удалены.
Практика располагает многими фактами отрицательного влияния на проницаемость продуктивных пластов утяжеленных растворов (разведочные площади Азербайджанской ССР, Туркменской ССР и др. ). Ниже рассматриваются два примера по скв. Г-4 и Г-26 Актюбинского Приуралья. В условиях разведочного района, где и без того иногда бывает очень сложно существующими методами исследования выделить в разрезе нефтяные или газовые притоки, подавление их ба- ритизированными растворами приводит к тяжелым последствиям при производстве работ по испытанию скважин.
Было произведено сравнение результатов применения утяжеленного раствора при испытании скв. Г-4 и Г-26. Обе скважины расположены в присводовой части структуры на расстоянии 155 м одна от другой. Разрезы их между собой достаточно хорошо увязываются. Скв. Г-4 бурилась с промывкой забоя неутяжеленным раствором, а скв. Г-26 — глинистым раствором, постоянно утяжеляемым баритом. За все время бурения на утяжеление раствора было израсходовано более 49 т барита (в интервале 219—1000 м). Удельный вес раствора поддерживался в пределах 1,32—1,35 Г1см\ но иногда резко снижался до 1,27— 1,16 Г[см\ Вязкость менялась от 28 сек до «не течет», а фильтрация; от 4 до 9 см3 за 30 мин.
Скважины были пробурены без осложнений и быстро обсажены
9* 131
колонной. Время от начала гскрытия испытанных интервалов до цементирования обсадных колонн составило в скв. Г-4 25 суток, а в скв. Г-26 —около трех месяцев. Диаметры долот (248 мм) и обсадных колонн (168 ми) в обеих скважинах одинаковые.
В скв. Г-4 в отложениях нижней толщи актастинского подъяруса было испытано пять объектов с установкой цементного моста между вторым и третьим объектами, при этом были получены притоки газа с нефтью и водой, притоки нефти без воды и, наконец, притоки нефти, эмульсии и воды.
В скв. Г-26 в отложениях той же толщи актастинского подъяруса, пройденных со сплошным отбором керна, были установлены многочисленные прямые признаки нефтеносности отложений в виде пропитанности песчаников и гравелитов нефтью, пятен нефти в них и пропитанности нефтью прожилков кальцита.
В этой скважине было опробовано на приток шесть интервалов. Из них два интервала притоков не дали, три интервала дали очень небольшие притоки воды (до 0,29 м3 за 24 ч) с пленками нефти, а два интервала дали только притоки воды (до 15 м3) сутки) с еле заметными пленками нефти.
Приведенное сравнение данных по скв. Г-4 и Г-26 показало отрицательное влияние на фильтрационную способность продуктивных пород вскрытия пласта с применением утяжеленных глинистых растворов в разведочных скважинах. Аналогично почти полностью потеряла свою продуктивность скв. 61, пробуренная на Марковской площади (н’аиобъектах наших экспериментальных исследований), которая сейчас жё при вскрытии осинского горизонта начала фонтанировать с дебитом до 20 т/сутки. После же подавления самопроизвольно возникшего притока, спуска и цементирования обсадной колонны при возбуждении пласта всеми доступными первичными средствами получить из скважины более 0,5 м3[сутки нефти не удалось.
При вскрытии того же осинского горизонта скв. 3 Касьяновской площади (с. Илимск) с промывкой забоя водным раствором каменной соли также возникло из-под долота самопроизвольное фонтанирование с примерным дебитом природного газа около 60 тыс. м3( сутки. И опять после подавления его закачкой в пласт 40 м3 баритизированного раствора и 60 м3 рассола и выполнения запланированных работ получить продукцию из скважины уже не удалось.
Последствия бурения с искусственно утяжеленными растворами в продуктивной толще особенно резко сказались на технико-технологических показателях, начальных дебитах и на всем характере и состоянии разработки Мирзаанского месторождения Грузинской ССР. Это месторождение расположено в 12 км к юго-востоку от районного центра Цители—Цкаро. В структурном отношении представляет собой юго-восточную часть крупной антиклинальной складки с погружением оси с северо-запада на юго-восток. Складка осложнена разрывом с надвигом северо-восточного крыла на юго-западное.
Месторождение представлено отложениями верхнего сармата, ши- ракской толщи (меотис-понт), а также акчагыльского и апшеронского ярусов. В присводовой части углы падения равны 25—30°, но постепенно выполаживаются и на далеком северо-восточном крыле достигают 5—10°. Верхний сармат в геологическом разрезе представлен песчано-глинистой толщей. Основными промышленно нефтеносными являются XI, XII, XIV горизонты; общая мощность каждого из них соответственно равна 20, 18 и 15 м. Глубина залегания горизонтов в пределах разрабатываемого месторождения достигает 1250 м. Месторождение начали разрабатывать с 1939 г.
На этой площади при бурении возникли тяжелые осложнения, вызванные обвалами стенок скважин, интенсивными выбросами про- 132
мывочной жидкости и пробкообразованием. Коллекторами здесь являются песчаники, перекрытые глинами. Тип залежи пластовый, экранированный. Текущее пластовое давление находится в пределах 40— 60 кГ[см2. Для месторождения характерны режим растворенного газа и низкая проницаемость пласта, измеряемая лишь десятками миллидарси; газовый фактор по скважинам колеблется в пределах 100— 1500 м3}т. Все скважины на этой площади разбуривались с применением искусственно утяжеленных растворов, а в качестве утяжелителя применялись барит или гематит. Начальные дебиты нефти скважин были низкими и колебались в очень узких пределах — 0,5—2,0 т/сутки. Только отдельные скважины отклонялись от этой величины и имели несколько более высокую производительность (скв. 187—9 т/сутки, скв. 182—10 т/сутки). Всего из 120 скважин дебит более 2 т/сутки имели около 20 скважин.
Текущие дебиты всех скважин в настоящее время очень сильно снизились и к моменту производства в них гидравлического разрыва пласта составляли 0,05—0,50 т/сутки. Вместе с тем на этой площади во многих скважинах после гидравлического разрыва пласта получены дебиты в десятки раз больше начальных (это через 15—20 лет ввода их в эксплуатацию). Так, скв. 151 вступила в эксплуатацию в 1941 г. с начальным дебитом 1 т/сутки (пласт вскрывался с применением бари- тизированного раствора удельного веса 1,7 Г/см3). Текущий дебит скважины (1959 г.) составлял 0,05 т/сутки. Через 18 лет после начала экс* плуатации в ней произвели гидравлический разрыв пласта и получили дебит 10 т/сутки (вместе с продукцией поступал барит), такие же или несколько меньшие дебиты были получены по очень многим скважинам этого месторождения (более 80 скважин).
В связи с этим следует напомнить, что как теоретически, так.и по данным, накопленным за много лет, средний прирост дебитов после гидравлического разрыва в скважинах увеличивается в 2—3 раза. Дебиты, получаемые на Мирзаанской площади после ГРП и превышающие первоначальные в 10—15 раз, не могут быть объяснены одной лишь только высокой эффективностью этого процесса.
Среди многих факторов, действующих в разных направлениях, на этом месторождении очень резко выделяется только один, а именно: повсеместное применение утяжеленных растворов при вскрытии пласта.
Таким образом, на примере, охватившем целое месторождение нефти с крайне низкими гидродинамическими показателями, с боль, шим числом пробуренных скважин, находящихся в течение длительного времени в эксплуатации, выявилось вредное влияние на их производительность утяжеленных растворов, с помощью которых вскрывался пласт.
В таком районе, как Карабулак-Ачалуки, где исключительно благоприятные условия добычи нефти и высокая фильтрационная способность коллектора, поглощение глинистого раствора и цементирование загрязняют трещины, а во многих случаях приводят к их полной закупорке [14].
Влияние утяжеленных растворов на процессы испытания и производительность скважин в зарубежной литературе находит аналогичную оценку. В одном из таких источников, например, категорично утверждается, что при вскрытии пласта в промывочной жидкости не допускается присутствие барита или глины.
В процессах бурения, в каналах связи, если используемая для циркуляции жидкость не стабильна, отлагается не только осаждающаяся из нее твердая фаза, но и тонкодисперсные частицы (шлам), образующийся непосредственно под долотом. Количество таких частиц в восходящем потоке раствора в общей массе шлама из аргиллитов и алевролитов, по определениям С. Н. Ятрова, иногда достигает 50%.
133
САМОПРОИЗВОЛЬНЫЕ ПРИТОКИ И ПОГЛОЩЕНИЯ
Возникновение в некоторых случаях аварийно-открытых фонтанов следует объяснить действием именно утяжеленных растворов. Под влиянием высоких забойных давлений, создаваемых такими растворами, за время проходки в продуктивной толще микротрещины длительно на этот раз остаются в раскрытом состоянии, вследствие чего ■более подвижный, чем нефть, газ начинает пузырьками поступать из пласта в скважину. Так как утяжеленные растворы обычно очень вязки, то пузырьки его на поверхность не всплывают, задерживаются в объеме раствора и во время циркуляции от промывочной жидкости полностью не отделяются. От этого в скважине постепенно происходит понижение удельного веса промывочной жидкости и забойного давле. ния; персонал, занятый бурением, сразу это может не заметить. А между тем раствор продолжает разгазироваться уже более Обильно поступающими из пласта новыми порциями газа; в результате его интенсивного поступления возникает угроза аварийно-открытого фонтанирования. Удержать в таких случаях в газсодержащих пластах стихийное возникновение фонтана еще более труднее, чем в нефтьсо- держащих.
Описанные здесь физические явления наблюдаются и в том случае, когда в скважине под влиянием высоких забойных давлений через раскрывшиеся трещины начинается катастрофическое поглощение промывочной жидкости. Нередко именно следом за этим возникают из вышележащих пластов самопроизвольные притоки нефти или газа, которые, вырвавшись при известных обстоятельствах из-под контроля, переходят в бурные аварийно-открытые фонтаны.
Однако в этих явлениях, несомненно, важную роль, кроме раскрытия трещин, играет также соотношение пластового давления и давления, которое устанавливается у забоя. При хорошей связи скважины с нефтеносным пластом забойное давление может существенно снизиться также за счет замещения промывочной жидкости нефтью, поступающей из пласта. Высота столба нефти зависит от времени нахождения скважины в покое, скорости циркулирующей промывочной жидкости и ряда других причин. В бездействующих нефтяных скважинах происходит иногда даже полное замещение промывочной жидкости нефтью. Тщательное наблюдение буровой бригады за уровнем в скважине, своевременный долив и восстановление столба промывочной жидкости, ее дегазация, кондиционирование и утяжеление в пределах допустимого, а также включение в нужный момент превенторной системы в действие позволяют в настоящее время избежать в большинстве случаев возникновения стихийных бедствий.
Практика, таким образом, показывает, что утяжелением растворов не всегда, как это считали раньше, достигается подавление самопроизвольно возникающих притоков и предупреждаются аварийно-открытые фонтаны. Могут быть даже случаи, когда этим еще больше осложнится характер бурения, возникнут катастрофические поглощения и самопроизвольные притоки.
Отсюда следует, что по мере углубления в недра земной коры все большие требования выдвигаются к повышению точности измерения забойного давления, доведению его величины в каждый момент проходки до давления, существующего в обнажаемом пласте. Особенно на больших глубинах при вскрытии пластов с высокими давлениями необходима исключительно точная регулировка забойного давления, уравновешивающая пластовое давление гидродинамическим давлением циркулирующей в скважине промывочной жидкости, т. е. на этих ин- гервалах бурение должно вестись на равновесном давлении.
§ 4. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДЛЯ ВЫБОРАПРОМЫВОЧНЫХ жидкостей
Выбор промывочной жидкости для пласта, сложенного коллекторами трещинного типа, встречает серьезные трудности. Только всестороннее изучение минералого-петрографических особенностей коллек- гора, физико-химических свойств насыщающих его жидкостей и газов, наконец, морфологии трещин, интенсивности их развития и раскры- тости при разных давлениях у забоя позволяет поставить соответствующие лабораторные исследования и его обосновать.
Составы промывочных жидкостей, которым в известных пределах свойственно сохранение естественной проницаемости продуктивных пород, как указывалось выше, обусловлены правильным выбором ПАВ и его концентрации. ПАВ могут применяться в виде водных растворов или как добавки к глинистым растворам. При этом за основу их выбора необходимо взять физико-химические свойства пластовых нефтей и минералого-литологический состав разбуриваемых пород.
По анализу минералогического состава пород, геологического разреза можно предсказать, насколько интенсивно ПАВ будут адсорбироваться на разбуриваемых породах, соответственно чему определить величину добавки к концентрации ПАВ (см. главу V).
Сопутствующие всегда залежам нефти воды (свободные или связанные), насыщающие пласт, содержат хлориды и сульфаты натрия, кальция, магния; взаимодействие их с ПАВ существенно отражается на поверхностной активности промывочной жидкости и на ее физических свойствах. Некоторые ПАВ, теряя от агрессии минеральных содей пластовых вод свои поверхностно-активные свойства, выделяют еще нерастворимые осадки, способные закупорить пласт (например, анионактивные ПАВ).
При добавках ПАВ к глинистым растворам возникают существенно важные взаимодействия между фазами раствора; исследование их составляет одну из основных сторон разработки рецептуры глинистых растворов с поверхностно-активными свойствами [26]).
Реологические показатели глинистого раствора в большой степени зависят от состава глин, принятых в качестве сырья для приготовления раствора. Кроме качественного анализа их состава, важно исследовать также взаимодействия их с ПАВ, используемых для стимулирования поверхностно-активных свойств раствора.
Составление таких рецептур осложняется тем, что по своей природе ПАВ вступают в активное взаимодействие с частицами глин. В результате этого, во-первых, наблюдается адсорбция ПАВ на их поверхности и снижение содержания ПАВ в жидкой фазе раствора, а во-вторых, меняются структурно-механические свойства самих глинистых растворов. Последнее особенно усложняет их разработку, так как водоотдача и все другие структурно-механические свойства раствора должны отвечать требованиям технологических процессов бурения скважин: обеспечивать чистоту ствола, предотвращать посадки, прихваты и затяжки бурильной колонны и др.
Адсорбцию ПАВ глинистыми частицами так же, как и адсорбцию частиц породы, компенсируют обычно большей, чем получено лабораторными определениями, концентрацией ПАВ. Изменение же под влиянием ПАВ реологических свойств глинистого раствора в связи с характером геологического разреза исследуется специально.
Среди серии физических и физико-химических показателей глинистого раствора важное место занимает его стабильность. Раствор должен быть стабильным настолько, чтобы не вносить в микротрещины механическую взвесь, осложняющую процессы обработки пласта.
Коллекторы трещинного типа в природе встречаются в самом разнообразном виде и только условно свойства их можно свести, исходя из задач выбора промывочной жидкости, к трем большим группам.
Пористость пласта в окружении эксплуатационного забоя низкая. Каналы из пор практически продукцию не фильтруют. Связь с пластом возникает только при помощи микротрещин, которые, однако, в момент вскрытия пласта полностью сомкнуты.
Для данного случая может удовлетворить условиям вскрытия только такая промывочная жидкость, которая не создает своим гидростатическим столбом предельного забойного давления (трещины остаются при вскрытии пласта сомкнутыми).
В применении в этом случае специальных ПАВ нет необходимости, так как проводимость каналов связи в пласте в результате своей сомкнутости промывочной жидкостью нарушена быть не может. Однако высказанные ранее положения относительно стабильности и чистоты промывочной жидкости и для данных условий остаются в силе. И, конечно, при первом же процессе, в котором устьевое давление должно быть повышено до предельного и возможно раскрытие микротрещин, требования к составу жидкости должны быть соответственно изменены.
Пористость пласта в окружении эксплуатационного забоя низкая, капиллярные каналы, образованные из пор, как и в первом случае, продукцию не фильтруют. Связь с пластом устанавливается только через микротрещины, остающиеся при вскрытии раскрытыми. В данном случае качественные показатели промывочной жидкости должны предусматривать недопущения роста межфазных натяжений, набухания глинистых минералов, эмульсеобразования, оседания в микротрещинах взвеси из твердой фазы раствора и шлама.
Пористость пласта высокая (или средняя), образующиеся порами капиллярные каналы, а также микротрещины с вскрытием пласта начинают функционировать (поглощение промывочной жидкости или появление притоков из пласта).
Как и во втором случае, требования к качественным показателям промывочной жидкости такие же высокие, как и для коллекторов порового типа.
Своеобразие поведения коллекторов трещинного типа при их вскрытии влияет на состояние микроканалов, подводящих жидкость или газ. В отличие от гранулярных пород промывочные жидкости с низкой фильтрацией в этих породах (если при вскрытии трещины раскрыты), могут оказать отрицательное действие. Наличие в них дисперсных коллоидных частиц, откладывающих на стенках микротрещин тонкие корки и адсорбционные пленки, в операциях обработки сильно осложняет процесс и затрудняет возбуждение притоков, так как последующее удаление их из трещин, как уже указывалось, очень сложно. По-видимому, там, где позволяют условия (отсутствие фонтанных проявлений и наличие в разрезе устойчивых пород, не подвергающихся пластической деформации), целесообразнее всего при вскрытии применять водные растворы ПАВ. Проникновение водных растворов ПАВ в микротрещины не вызывает образования эмульсий, повышения межфазных натяжений и др. Ч
Набухание глин, присутствующих в породе, может быть предупреждено добавкой (до 1% вес.) в промывочную жидкость хлористого кальция (СаСЬ), что вполне допустимо при использовании неионогенных ПАВ.
Кроме водных растворов ПАВ и растворов ПАВ с добавками хлористого кальция для коллекторов трещинного типа предпочтение от-
Этот вывод экспериментально был проверен и нашел подтверждение в двух скважинах (скв 8 Ново-Михайловская, скв. 4 Чаладиди).
136
дается промывочным жидкостям, утяжеленным хлористым натрием и хлористым кальцием. Ионы кальция, оказывая на минеральный состав глин в породообразующем материале тормозящее действие, делают их менее чувствительными к гидратации и набуханию.
Практика применения промывочных жидкостей, осолоненных каменной солью, в условиях Восточной Сибири показала возможность доведения удельного веса их до 1,40 Г{см\
По литературным источникам известно, что в США в тех же целях сохранения фильтрационной способности пласта, но уже с АВПД при его вскрытии, добавляют в осолоненный раствор хлористый цинк, в результате чего удельный вес раствора доводят до 2,4 ГксмЧ
Среди * промывочных жидкостей, пригодных для использования в коллекторах трещинного типа, находятся также естественные водные суспензии и для специальных целей — промывочные жидкости на нефтяной основе. Наконец, многолетние лабораторные и экспериментальные исследования показали, что из водорастворимых ПАВ наиболее отвечающие требованиям приготовления промывочных растворов с поверхностно-активными свойствами являются неионогенные поверхностно-активные вещества ОП-7 (ОП-10).
Глава VII
ВСКРЫТИЕ ПЛАСТА И ОБРАЗОВАНИЕЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ЗАБОЯ
Вскрытие нефтяного или газового пласта и непосредственная про- ходка в его продуктивном интервале являются решающим этапом во всей системе геологоразведочных работ на нефть и газ.
Правильный выбор методов и средств, с помощью которых эти работы осуществляются, обусловливает эффективность поиска, устраняет возможности пропуска промышленно ценных объектов и, следовательно, намного повышает надежность геологической оценки результатов выполненных работ.
Существующие методы и средства вскрытия нефтегазоносных пластов разделяются на две большие самостоятельные группы. Первая группа включает методы и средства вскрытия пласта долотом в процессе бурения. Главной технологической задачей является сохранение пласта при вскрытии от всевозможных повреждений и, прежде всего, потери им своей естественной проницаемости [22, 52].
Ко второй группе относятся методы и средства вскрытия пласта главным образом электроперфорацией и гидропескоструйным аппаратом; они используются для установления гидродинамической связи пласта со скважиной, обсаженной эксплуатационной колонной.
При разделении процессов вскрытия пласта на две самостоятельные группы имелось, однако, в виду, что на практике бывает много случаев, когда строгая последовательность применения средств вскрытия пласта существенно нарушается. Например, после испытания скважины возникла необходимость ее снова углубить; работы по вскрытию пласта и его опробованию производили непосредственно в процессе бурения или же пласт вскрывали долотом уже после спуска и цементирования эксплуатационной колонны.
Среди многочисленных задач, возникающих при освоении эксплуатационных и испытании разведочных скважин, наиболее важное место занимает проблема установления связи скважины с пластом.
Создание надежного сообщения между сложным гидротехническим инженерным сооружением — скважиной и нефтегазоносным пластом представляет собой одну из трудных задач технологии нефтегазодобычи. При этом следует иметь в виду, что прямая связь между ними есть лишь частный случай. Более общим случаем связи скважины с пластом является прямая и обратная связь, которая в коллекторах трещинного типа, как это будет видно из последующего, не всегда достигается обычно применяющимися средствами.
ПЕРФОРАЦИЯ ПУЛЕВЫМИИ КУМУЛЯТИВНЫМИ ПЕРФОРАТОРАМИ
Образование эксплуатационного забоя перфорацией обсадной колонны электропулевыми и кумулятивными зарядами на практике получило наиболее широкое распространение [26, 63].
138
Продуктивность скважин после производства перфорации ко- тонны пулевыми или кумулятивными зарядами должна быть соизме- зима с ее продуктивностью при открытой конструкции эксплуатационного забоя с условием, что преимущества, которые дает обсаживание продуктивного интервала, сохранены.
Для полноты вскрытия порового коллектора, в котором песчаная порода часто переслаивается с непродуктивными глинистыми порогами, очень важным является правильный выбор методики перфорации.
ВЫБОР МЕТОДИКИ ПЕРФОРАЦИИДЛЯ ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
Распространенную в прошлом во многих нефтяных районах методику сплошной перфорации, при которой вместе с продуктивными пропластками горизонта обнажатся переслаивающиеся с ними непродуктивные породы, признать рациональной нельзя.
Главный недостаток ее состоит в том, что при этом вскрываются глины, отрицательное влияние которых на опробование и разработку пласта очевидно. Кроме того, при такой методике перфорации вхолос- гую затрачивается значительное количество отстреливаемых пуль. По обобщенным данным Краснодарского геофизического треста, на начало 1955 г. на промыслах Краснодарского края из 100 пуль только 40 попадали в продуктивную толщу, а 60 — терялись в глинах.
В скважинах, в которых эксплуатационный объект вскрыт сплошной перфорацией, гидравлический разрыв пласта приводит к образованию или раскрытию трещин в самых неожиданных направлениях и интервалах пласта и чаще всего в наиболее расслабленных местах контакта глин с песчаником.
Основной причиной возникающих больших погрешностей при определении глубин является не поддающееся точному учету динамическое удлинение кабеля. Это удлинение зависит от параметров промывочной жидкости, характера искривления скважины, конструкции кабеля и скорости его подъема. При рабочих скоростях подъема кабеля (3000— 4000 ж/ч) оно достигает 0,50—0,55 м на 1 км его длины.
По данным того же Краснодарского треста, при элекрометриче- еких исследованиях, в частности думского горизонта, погрешности измерения глубин достигали 3—4 м.
Такая погрешность превышает мощность большинства прослоев песчаных коллекторов кумского горизонта, в связи с чем производившаяся по промеру кабеля в этом горизонте перфорация исключала возможности вскрытия нефтеносного пласта в точно намеченном интервале.
Достижение высокой точности вскрытия встречает также серьезные трудности еще и вследствие невозможности уловить существующими средствами электрометрических исследований прослои глин мощностью, измеряемой миллиметрами. И именно поэтому при равномерном распределении отстрела только две-три пули из десятка попадают в продуктивные породы, а остальные теряются, по существу, в глинах.
Таким образом, методика сплошной перфорации продуктивного разреза, состоящего из тонкослоистых песчано-глинистых пород, для этих условий явно непригодна: вместе с продуктивными породами обнажаются глинистые прослои, что нередко приводит при процессах опробования или разработки пласта к их разрушению.
Выборочной считается такая методика перфорации, при которой единовременно опробуются или разрабатываются не все продуктивные прослои нефтяного пласта. По мере выяснения результатов опробова- 139
ния или истощения вскрытых прослоев при разработке к ним посте пенно приобщают путем дострелов последовательно, ранее не вскрытьн прослои. При этом так же, как и при сплошной перфорации, вместе с продуктивными породами обнажаются переслаивающиеся с нимг слабонасыщенные или непродуктивные породы, а также глины.
Сплошная и выборочная перфорации различаются между собог лишь по величине одновременно вовлекаемой в разработку мощности пласта, а не по характеру вскрытия. Поэтому выборочной методике перфорации присущи те же недостатки, что и методике сплошной перфорации.
Между тем установленное в практике испытания и эксплуатации скважин отрицательное действие глин вызывало необходимость осуществить специальные меры по ослаблению и обезвреживанию их действия. Именно к таким мерам следует отнести предложенную в работе [60] избирательную методику перфорации скважин, с помощью которой связь скважины устанавливается только с проницаемыми зонами пласта, а глинистые прослои самым тщательным образом при перфорации обходятся. При этом прослои с сомнительной или низкой продуктивностью не вскрываются.
Для осуществления вскрытия пласта избирательно продуктивных прослоев требуется полный комплекс электрометрических иссследова- ний, высокая точность измерения глубин скважин кабелем и установка на точно заданной глубине геофизических и стреляющих снарядов.
Следовательно, методика основана на резком повышении точности измерения глубин при перфорации скважин, что позвляет вскрыть, обходя глины, даже самые тонкие прослои песчаного коллектора.
Вначале избирательное вскрытие производили в наиболее однородных прослоях с мощностью свыше 0,3—0,4 м, имеющих наилучшие коллекторские свойства, которые выделялись детальными промысловогеографическими исследованиями. В условиях кумского горизонта преобладающее значение имеют прослои мощностью 5—6 см, составляющие более 90—95% эффективной мощности горизонта, в которых сосредоточено до 80% промышленных запасов нефти.
Избирательное вскрытие тонких прослоев и точность измерения глубин достигается тем, что в электрометрических исследованиях и при перфорации истинная глубина объекта, вводимого в разработку или в испытание, измеряется не как обычно, от устья скважины, а относительно искусственных радиоактивных пуль-реперов, отстреленных в пределах продуктивного горизонта или на небольшом удалении от него, а также локаторов, размещаемых на муфтах обсадных труб. Чтобы еще больше повысить точность измерения и снизить погрешности от динамического удлинения кабеля, их отбивка производится методом ГК, в условиях, аналогичных для перфорации в статическом состоянии. Кроме того, ликвидируются случайные погрешности, связанные с промером кабеля на отрезке между репером и пластом, что достигается производством электрометрических и прострелочных работ на одном и том же кабеле. Продуктивные объекты для вскрытия выбирают по данным комплексного исследования разреза методами электрического и радиоактивного каротажа, а также микрозондированием и кавернометрией. Вскрытие продуктивных прослоев выполняется отсчетом по диаграммам электрического каротажа, замеренным в вертикальном масштабе 1:200 или 1:50, на которых положение реперов и границы прослоев, подлежащих обнажению, ранее были точно зафиксированы.
Избирательное вскрытие пласта с помощью радиоактивных пуль- реперов осуществляют в следующей последовательности.
После того как уже определены объекты для вскрытия, по записи ПС преимущественно в глинистых прослоях отстреливают искусственно
[ые пули-реперы. Так к^к при спуске обсадной колонны можно пули :бить со своего положения, то с помощью ГК и НГК проверяют их юхранность и местоположение. По данным элекрического каротажа )пределяют глубину залегания прослоя, подлежащего вскрытию, отно- штельно двух ближайших реперов и далее последовательно производят привязку к реперам, разметку кабеля и перфорацию.
В конечной стадии перфорации методом ГК проверяют точность зскрытия продуктивных1 прослоев, подлежащих испытанию иди вводимых в разработку.
Наиболее удобно для зарядки реперов применять изотоп С027 активностью 0,05—0,20 мкюри. При изготовлении радиоактивных кумулятивных зарядов жидкий изотоп кобальта наносится на медную воронку и вместе со струей газа и расплавленного металла вносится в породу. 1
Вместо допускаемой по действующим техническим условиям 1,5— 3 м погрешности при промере кабеля точность измерения в скважинах, в которых применяется избирательная методика, практически повышается до 0,2 м и выше. С ее помощью решаются существенно важные задачи.
Прежде всего разобщаются прослои продуктивных пород от глин, что достигается охватом перфорацией продуктивного интервала, отстоящего со стороны кровли и подошвы на 15—25 см от глинистых прослоев. Этим предупреждается разрушение взрывной волной породы на контактах глин с песчаниками. Не тронутые перфорацией промежуточные прослои, находящиеся между продуктивными, становятся своего рода барьером, предотвращающим сообщение и задерживающим боковые перетоки за колонной.
Указанные выше размеры перемычек устанавливают обычно в зависимости от достигнутой точности измерения длины кабеля и полученных опытным путем данных об устойчивости продуктивных пород против разрушения. .
При вскрытии пласта избирательно продуктивных прослоев присутствие цементного кольца значительно способствует восстановлению в массиве породы равновесия, нарушенного бурением, что также создает условия для разобщения продуктивных пород от глин. Последнее особенно наглядно было установлено в скважинах, вскрывших пласты с рыхлыми слабо сцементированными породами, в разрезе которых отмечается присутствие пррслоев глин.
При сплошной или выборочной методике вскрытия, когда цементное кольцо уже не оказывает влияния на разобщение пород между собой, в случае разрушения во время эксплуатации продуктивных пород и сдвижения кровли пласта одновременно с ними разрушаются также глинистые прослои.
Кроме потери сообщения скважины с пластом и прекращения притока нефти в результате заиления эксплуатационного забоя глиной, это вызывает и другие, иногда еще более тяжелые последствия. Прослои глин в разрезе нередко служат перемычкой между высоконапор. ными водогазонасыщенными пропластками. Поэтому разрушение разделяющих водогазоупорных слоев неминуемо приводит к прорыву воды или газа. А изоляция от них представляет собой в этом случае практически трудную задачу.
В частности, многочисленные факты разрушения глинистых прослоев и прорыв высокойапорной воды с осложнениями при изоляции достаточно хорошо известны из практики разработки подкирмакин- ской свиты на нефтеносных площадях Азербайджана.
Если при перфорации удается обойти глинистые прослои и вскрыть лишь продуктивную часть пласта, то количество тяжелых аварий в скважинах значительно сокращается.
Рис. 23. Каротажная диаграмма скв. 115 с указанием интервалов избирательной перфорации.Рис. 23. Каротажная диаграмма скв. 115 с указанием интервалов избирательной перфорации.
Рис. 23. Каротажная диаграмма скв. 115 с указанием интервалов избирательной перфорации.
Рис. 23. Каротажная диаграмма скв. 115 с указанием интервалов избирательной перфорации.
2870
2880
В
2890
1
^ом
ент Bi
ocmp^i
2900
-
>1 репер
г-
2910
&-2Z
П НОН
'трол<
гная п\
«ля Л
2920
"5
2930
iis:
■^-Момент Выстрела п
репер
к
г
2940
Q ко»
impon
тая г
t
2950
в
-^V
(смесп
/ реп
1ился п
0U0OCL
Вне)
LI М
V контрольная/мИп
2960
Мои
ент 6i
icmpej
» Ш
репер.
2970
—
1
2980
а
б
б
г
д
е
\ж
3
и
Рис. 24. Комплекс промыслово-геофизических исследований в скв. 115 при избирательной перфорации кумокого горизонта Ново-Дмитриевского месторождения.
а — кривые электрического каротажа; б — кавернограмма; в — кривая СЭЗ; г —кривая микрозондирования; д — кривые радиоактивного каротажа; е — кривая ПС, фиксирующая положение радиоактивных реперов (расстояние от электрода до ствола перфоратора 3,5 л); ж — кривая ГК, фиксирующая положение радиоактивных реперов до обсадки скважины, з — кривая ГК, фиксирующая положение радиоактивных реперов после обсадки скважины; и — кривые ГК, фиксирующие положение радиоак-
Важная особенность избирательной методики вскрытия пласта заключается в том, что с ее применением значительно повышается степень управляемости процессами обработки пласта. Эксплуатационный забой скважины можно заранее подготовить для гидравлического раз рыва пласта (в особенности направленного) и кислотных обработок. А в процессах изоляции притоков посторонних вод нужное направление движению тампонирующих материалов можно задать даже специально, т. е. обеспечить размещение рабочей жидкости в точно заданном интервале призабойной зоны скважины. Таким образом, если осуществлявшиеся до настоящего времени различные технологические схемы обработки пласта вынужденно привязывались к характеру вскрытия и установленной ранее связи с пластом, то теперь характер вскрытия и форма связи, установленная с ним, подчиняются наиболее оптимальным условиям течения намечаемых процессов обработки пласта.
Наконец, с помощью избирательной методики повышается использование отстреливаемых пуль, эффективность прострелочных работ и степень совершенства скважин, а также достигается высокая точность определения границ вводимых в разработку эксплуатационных объектов и объектов опробования разведочных скважин.
Избирательная перфорация была впервые осуществлена в законтурной скв. 115, пробуренной для нагнетания воды в кумский горизонт Ново-Дмитриевского месторождения.
На рис. 23 и 24 показаны интервалы избирательной перфорации, кривые комплекса электрометрических исследований, необходимых для производства избирательного метода, и отдельно кривые, фиксирующие положение радиоактивных пуль-реперов, отстреленных в глинистых прослоях.
Благодаря главным образом избирательной методике, а также интенсивному дренированию эрлифтом и кислотным промывкам в призабойной зоне скв. 115 удалось достигнуть такой же проницаемости, какая характерна для удаленной области пласта, а также равенства коэффициентов приемистости и продуктивности.
В настоящее время эта методика перфорации широко применяется во многих нефтяных районах.
Особенное развитие, кроме Краснодарских промыслов, методика получила в Ленинском и Орджоникидзевском районах Азербайджанской ССР, где она подверглась дальнейшему совершенствованию. В частности, в Орджоникидзевском районе вместо использования пуль- реперов в последнее время перфорацию с применением гамма-каротажа стали производить по более простой и доступной методике. На каротажном кабеле на произвольно принятой глубине (но как можно ближе к заданному интервалу перфорации) устанавливают метку. После этого снимают кривую гамма-каротажа, на которой фиксируют положение метки. Затем, сопоставляя кривые гамма-каротажа и электрокаротажа, определяют расстояние от метки до интервала перфорации и откладывают это расстояние на кабеле. При такой разметке кабеля достигается исключительно высокая точность перфорации.
ВЫБОР СРЕДСТВ ПЕРФОРАЦИИДЛЯ ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
При вскрытии пласта пулевой перфорацией, если пластические свойства цемента не улучшены соответствующей добавкой (пластификаторами), в цементном камне появляются (по данным исследований акустическим цементомером) трещины, открывающие свободный доступ для циркуляции посторонних вод и прорыва газа в затрубное пространство. В случае существования в геологическом разрезе продук- 144
тивных пород подобных осложнений следует от такого способа вскрытия эксплуатационного забоя, особенно на разведочных площадях, полностью воздерживаться.
Для разведочных скважин, в которых геологический разрез мало изучен, следует остановиться на кумулятивной перфорации, которая с точки зрения предохранения эксплуатационного забоя от повреждений лучше, чем пулевая перфорация.
Нельзя рекомендовать при перфорации применение залповых снарядов (кумулятивных или пулевых). По имеющимся данным их использование вызывает в ряде случаев разрушение цементного кольца и его растрескивание, а также повреждение в пределах эксплуатационного забоя обсадной колонны.
Состояние обсадной колонны после производства залповой кумулятивной перфорации снарядом ПК-103 изучалось при помощи скважинного фотографирования сотрудниками Актюбинского отделения института геологии и геофизики В. А. Рапиным и К. X. Бакировым.
Фотографирование производилось на нескольких гидрогеологических скважинах Казахского гидрогеологического треста и на семи нефтяных и водонагнетательных скважинах объединения Татнефть.
Фотографирование выполнялось как фотоприборам ФАС-1 (конструкции ВНИИГеофизики и Киевского ОКБ геофизического приборостроения), так и прибором ФАС-IM (конструкции Актюбинского отделения Института геологии и геофизики, авторы В. А. Рапин, К. X. Ба- киров, В. В. Швец).
Фотоаппарат ФАС-1 представляет собой герметичный снаряд диаметром 110 мм и длиной около 1,5 м. Прибор опускается в скважину при помощи каротажного подъемника на одножильном или трехжильном кабеле.
По разметке каждый снимок может быть точно привязан к определенной глубине. В корпусе прибора имеется смотровое окно диаметром 60 мм, герметически закрытое толстым плоским стеклом. За стеклом находится наклонно расположенное зеркало, отражающее участок стенки скважины, находящийся против окна. Окно прибора прижимается к ней специальной пружиной, поэтому размер фотографируемого участка практически равен размеру окна.
Емкость кассет обеспечивает получение около 240 кадров за один спуск прибора в скважину. В результате фотографирования получается серия последовательно расположенных снимков, каждый из которых фиксирует часть периметра обсадной колонны на точно определенной глубине. Размер этого участка составляет для скважин диаметром 168 мм около 7э, а для скважин диаметром 270 мм — 714 периметра.
В отличие от прибора ФАС-1 фотоаппарат ФАС-IM имеет четыре смотровых окна диаметром 5,3 см, что дает возможность фиксировать около 76% периметра обсадной колонны одновременно одним кадром.
Фотографические исследования зон перфорации выполнялись по методике, которая заключается в следующем. Сначала проводится сплошное фотографирование всего интервала перфорации, а затем после обработки этого «обзорного» маршрута на нем выделяются участки, на которых целостность обсадной колонны перфорацией была нарушена. На этих участках проводится повторное фотографирование с целью полного контроля за состоянием колонны после перфорации.
Изучение результатов фотографирования указанных скважин показало, что в ряде случаев, в результате залповой кумулятивной перфорации имеет место повреждение обсадной колонны. Так, в двухметровом интервале перфорации скв. 354 (Казгидротрест) образовалась продольная трещина длиной 30 см и шириной до 6 мм, в интервале перфорации скв. 400 (объединение Татнефть) обнаружена трещина шириной более 6 мм, а в интервале перфорации скв. 421 трещина ши- 10 Г. Т. Овнатанов 145
риной до 5 мм и длиной до 80 см. За колоннами скв. 354 и 421 цементный камень отсутствовал, а за колонной скв. 400 цементный камень был установлен еще до перфорации.
Этими же фотограмметрическими исследованиями удалось выяснить, что не всегда количество фактически полученных отверстий соответствует заданному. Так, в исследованном двухметровом интервале, перфорированном кумулятивной перфорацией скв. 421, вместо произведенных 20 отстрелов колонна фактически пробита только 14 отверстиями. Остальной отстрел оказался холостым.
Применяя даже кумулятивный способ, трудно рассчитывать, что область пласта, вскрытая перфорацией, не претерпит существенных изменений своей фильтрационной способности. При взрыве тонкая струя полужидкого металла выбрасывается со скоростью 800—1000 м/сек и создает на преграде давление до 300 000 кГ/см2. Высокое давление газовой струи уплотняет породу по внутренней поверхности образующихся от прострела отверстий, вследствие чего наблюдаются случаи, когда они оказываются закупоренными.
Из анализа многочисленных изображений отверстий, полученных фотографированием, сделано заключение, что формы получаемых отверстий разнообразны: от круглых до треугольных, а диаметры их колеблются от 1,5 до 12 мм, причем большинство отверстий имеет в диаметре только 6—7 мм.
Прострел кумулятивными зарядами по одному отстрелу, следующему один за другим, т. е. одиночным выстрелом, менее опасен. На практике такой способ прострела выполняется несколько дольше, но, как уже указывалось, он безопаснее для эксплуатационного забоя.
Промывочные жидкости, с помощью которых при вскрытии пласта бурением предупреждаются потери естественной проницаемости, очевидно, подлежат использованию также и при вскрытии эксплуатационного забоя перфорацией. Но для того, чтобы эффективность от этого мероприятия отвечала поставленной цели, необходимо во время цементирования эксплуатационной колонны в первой порции продавочной жидкости использовать тот же раствор ПАВ, которым пласт вначале вскрывался.
ТОРПЕДИРОВАНИЕ
Способ вскрытия эксплуатационного забоя торпедированием обсадной колонны иногда называют способом разрушения конструкции эксплуатационного забоя. Данные, приведенные в работе [63], не оставляют сомнений в отрицательных последствиях этого способа вскрытия пласта, сложенного коллекторами порового типа. Не лучшие результаты были получены также при вскрытии этим способом эксплуатационного забоя в коллекторах трещинного типа.
Мощные взрывы были осуществлены в широко поставленных промышленных экспериментах с применением больших зарядов взрывчатого вещества в Минусинской котловине.
Разрез нефтегазоносных пород в Минусинской котловине представлен трещиноватыми породами (песчаниками, доломитами, алевролитами) с крайне низкой межзернистой проницаемостью. В этом разрезе число трещин на 1 м мощности породы колеблется в пределах 7—10, раскрытость каждой из них не превышает 100 мк и также колеблется в пределах 30—75 мк.
Однако ни в одной из семи скважин, в которых были произведены мощные взрывы с расходом от 800 до 2000 кг взрывчатого вещества, положительных результатов получить не удалось. В результате сверхмощных взрывов три скважины оказались в крайне тяжелом аварий- 146
ном состоянии, поэтому в них дальнейшие работы были вовсе прекращены.
Неэффективным было также торпедирование и на разведочных площадях Белорусской ССР, Новосибирского территориального управления и др. Многие скважины на разведках вследствие преждевременного отстреливания торпеды и по другим причинам находятся в этих районах в аварийном состоянии.
Те же недостатки этого способа отмечены и на эксплуатационных площадях.
В коллекторах трещинного типа задача, очевидно, состоит не в том, чтобы интенсивным растрескиванием породы добиваться получения большого числа искусственных трещин, затухающих вблизи стенок, а в раскрытии каждой естественной трещины, в совокупности составляющих нефтегазопроводящую сеть дренажной системы пласта.
Огромное давление, производимое ударной волной взрыва на вскрытую поверхность пласта, как показывают результаты, цели почти не достигает. Объясняется это, по-видимому, тем, что радиус проникновения продуктов взрыва в глубь пласта вследствие его кратковременности (тысячные и миллионные доли секунды) весьма ограничен.
Кавернограмма показывает, что образовавшиеся даже от очень мощных взрывов каверны находятся на небольшом удалении от стенок скважин и распространяются в радиальном направлении не более чем на 20—30 см, т. е. приблизительно на столько же, сколько достигается кумулятивной абразивной струей.
В беспорядочно протекающем процессе сверхмощного взрыва отдельная естественная трещина, ведущая к удаленным зонам пласта, может раскрыться только лишь случайно, а образовавшаяся искусственно вблизи у стенок скважины трещина не в состоянии соединить дренажную систему пласта со скважиной.
Как указывалось выше, при вскрытии эксплуатационного забоя в коллекторах трещинного типа необходимо трещины раскрыть и в открытом состоянии закрепить. Очевидно, мгновенным мощным взрывом решить прдобную задачу в таких коллекторах пока что трудно. Взрывы, нанося конструкции эксплуатационного забоя часто непоправимый ущерб, как правило, либо не дают эффекта, либо эффект от них оказывается невысоким.
Предположение некоторых исследователей о возможности соединения искусственных трещин, возникших в окрестностях стенок от взрыва, с естественными микротрещинами, образующими дренажную сеть пласта, по-видимому, основано на недоучете природных условий коллекторов трещинного типа. Естественные трещины имеют большую протяженность в продуктивной породе, и трудно представить, чтобы искусственными трещинами, имеющими протяженность всего 20—ЗОс.и, можно было бы внести коренные изменения в характер гидродинамической связи пласта со скважиной.
Именно естественные микротрещины, соединяющие забой скважины с пластом, являются истинно продуктивными и влияют на процессы фильтрации. А трещины, образовавшиеся мощными, но неуправляемыми взрывами, как это подтверждено теперь широкими экспериментальными работами, на процессы фильтрации в пласте сколько-нибудь серьезно не влияют.
Применение способа вскрытия эксплуатационного забоя торпедированием при наличии в настоящее время других, значительно более совершенных средств вскрытия, не вызывается необходимостью, а разрушение конструкции эксплуатационного забоя и особенно целости цементного камня торпедированием не дает возможности в последующий период эксплуатации скважин осуществлять в них избирательное вскрытие эксплуатационного забоя, проводить направленные и сосре- 10*147
доточенные в избранных узких интервалах пласта процессы обработки, регулировать фронт нагнетаемой воды при разработке пласта, осуществлять изоляцию притоков посторонних вод. Нарушается, по существу. нормальное функционирование скважины как гидротехнического инженерного сооружения, получающего в разные периоды эксплуатации месторождения различное целевое назначение.
Данные гидродинамических исследований на эксплуатационных площадях показывают, что совершенство скважин торпедированием не повышается. Но сказанное не исключает возможности его применения в отдельных частных случаях, особенно в сочетании с гидравлическим разрывом пласта или кислотной обработкой. При этом всегда следует иметь в виду последствия, которые возникают от взрывов в скважине, и принимать необходимые меры, повышающие его безопасность.
КОНСТРУКЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ЗАБОЯ
При вскрытии и обработке пласта важную роль играет оборудование эксплуатационного забоя, полностью удовлетворяющее литологическому составу продуктивных горизонтов, подлежащих опробованию или разработке. В зависимости от их механической прочности, задач опробования пласта или разработки залежи конструкция эксплуатационного забоя скважины выполняется одним из следующих типов:
в скважину спускают колонну обсадных труб с установкой башмака колонны в подошве пласта и затем ее цементируют. Эксплуатационный забой вскрывают с помощью кумулятивного перфоратора или гидропескоструйного аппарата;
устанавливают из обсадных труб в пределах эксплуатационного забоя хвостовик, после чего его цементируют и одним из указанных в пункте «а» способов перфорируют;
спускают в скважину перфорированный хвостовик заводского изготовления, который также устанавливают в пределах эксплуатационного забоя и, оставляя его без цементирования, только верхний конец развальцовывают;
башмак эксплуатационной колонны из обсадных труб устанавливают в кровле пласта и в таком положении колонну цементируют. Эксплуатационный забой вскрывают долотом меньшего диаметра, оставляя нефтегазонасыщенную часть породы обнаженной.
Исполнение эксплуатационного забоя с зацементированной в стволе скважины обсадной колонной (пункт «а»), особенно для послойно неоднородных горизонтов с чередующимися пропластками глин и песчаников, позволяя осуществлять избирательную перфорацию, создает для возбуждения и интенсификации притоков весьма благоприятные условия.
Эффективно в этих коллекторах используется такая методика перфорации и для процессов обработки пласта.
Перфорация пласта в узких интервалах значительно повышает степень управляемости процессов обработки, позволяет осуществить по- интервальные разрывы наиболее продуктивных пропластков, вытеснить в пласт рабочие жидкости по заданным заранее направлениям.
Когда для рабочей жидкости закрыт доступ свободной циркуляции в затрубном пространстве и она стеснена при движении и соответствующим образом направлена, обработка призабойной зоны дает значительно лучшие результаты.
Иные требования выдвигаются при конструировании эксплуатационного забоя для коллекторов трещинного типа.
Как показывает анализ многочисленных фактов, оборудование эксплуатационного забоя с зацементированной в стволе скважины обсадной колонной и последующая поинтервальная перфорация и опро- 148
бование выделенных в разрезе интервалов пласта (Иркутский амфитеатр, Минусинская котловина и многие другие) в коллекторах трещинного типа не создают надежной гидродинамической связи скважины с пластом.
Расчеты показывают, что 1 м мощности пласта, вскрытого долотом № 12, имеет поверхность в 1500 раз большую, чем суммарная поверхность десяти пуль, отстреленных перфоратором на том же метре пласта.
Очень трудно при таком соотношении поверхностей достичь попадания пули или кумулятивной струи в микротрещину с раскрытостью всего лишь в несколько десятков микрон. Для этого потребуется, очевидно, навести пулю (струю) по цели (в самую микротрещину) с невероятно высокой точностью, что практически осуществить, конечно, невозможно. Случайно же попавшая в микротрещину пуля или кумулятивная струя опять-таки вследствие ряда причин: закупорки микротрещин шламом выбуренной породы, твердой фазой и кристаллами соли, осаждающимися в трещинах из промывочной жидкости, засорения микротрещин при цементировании колонны, а самое главное, смыкания микротрещин, выполнить свое назначение не в состоянии.
Поэтому, очевидно, что любой из применяющихся способов перфорации для трещинных коллекторов принять нельзя.
В связи с этим, особенно в пследнее время, стали часто прибегать к вскрытию эксплуатационного забоя в пластах, сложенных коллекторами трещинного типа, и оставлению обнаженной части пласта без крепления.
Именно стремление сохранить микротрещины в чистоте и предупредить потери ими своей пропускной способности, а также установить надежную связь скважины с пластом привело к необходимости вскрытия и обнажения продуктивного интервала пласта и исполнения таким путем в трещиноватых породах конструкции эксплуатационного забоя открытого типа.
Выполняется эта конструкция так. В непродуктивном интервале бурят до кровли пласта с применением для промывки забоя промывочной жидкости, отвечающей только требованиям самого бурового процесса. Вскрыв небольшую мощность продуктивного интервала (0,5— 1,0 л*), бурение скважины на этой глубине приостанавливают и производят полную замену промывочной жидкости жидкостью, удовлетворяющей геолого-физическим условиям вскрываемого пласта.
Следует при этом подчеркнуть, что процесс бурения в этом интервале по целому ряду своих признаков отличается от обычного бурового процесса в непродуктивном разрезе скважины (хотя, может быть, и осуществляется он теми же самыми средствами).
Обнажив пласт долотом меньшего диаметра, приступают в таком состоянии к его опробованию. Одним из способов добычи (самоизлив, глубинно-насосный, компрессорный) устанавливается работа его на длительных режимах с производством тщательных гидродинамических исследований.
Однако рекомендуемая конструкция открытого эксплуатационного забоя не свободна от некоторых недостатков.
При отсутствии пакеров специального назначения важные для таких коллекторов поинтервальные методы обработки пласта, позволяющие включать в дренажную сеть пласта наибольшее количество естественных микротрещин, выполнить трудно.
Большие трудности встречаются также, когда в одной разведочной скважине предстоит опробовать два разных по своему литологическому составу типа коллектора: поровый и трещинный. Бывают, кроме того, особые случаи, когда проектом обработки пластов предусматривается, чтобы в процессах воздействия рабочая жидкость сосредоточи- 14€
валась в узком интервале пласта, в местах наибольшего развития микротрещин.
Эти требования находятся между собой в таком существенном противоречии, что их выполнить можно, приняв лишь принцип опробования в скважине каждого горизонта самостоятельно.
Следуя этому принципу, после того как будет вскрыт и опробован по указанному выше методу открытым эксплуатационным забоем объект трещиноватых пород, можно в последующем путем углубления вскрыть, зацементировать хвостовик, а затем опробовать объект с поровым типом коллектора (в случае, если поровый коллектор находится ниже коллектора трещинного типа). Теперь допустим, что пласт с коллектором порового типа в разрезе находится выше трещинного. Вскрытие и обнажение обоих горизонтов производится промывочной жидкостью, удовлетворяющей литологическому составу их пород (в том случае, если такая возможность исключена, то от вскрытия одного из горизонтов придется воздержаться), и доводится до проектной глубины нижнего горизонта. При этом полностью для обоих горизонтов выполняется комплекс изложенных выше исследований. Далее, перед спуском и цементированием обсадной колонны (для перекрытия пласта с поровым коллектором) с целью защиты нижней части ствола (пласт с трещинным коллектором) намывают кварцевый песок и искусственной песчаной пробкой разобщают подлежащие опробованию два горизонта. Башмак обсадной колонны устанавливается в подошве порового горизонта, и колонна в таком положении цементируется.
Этим предохраняют трещинный тип коллектора от попадания в него цементного раствора.
Опробование горизонтов производится в этом случае снизу вверх. Намытый кварцевый песок вымывают, после чего начинают процессы испытания скважины. С окончанием опробования нижнего объекта по технологии, изложенной выше, приступают к опробованию верхнего объекта, предварительно выполнив работы по разобщению обнаженных пластов.
Следовательно, один из объектов (трещинный) опробуется открытым забоем, другой (поровый) — под защитой обсадной колонны. При этом следует еще раз подчеркнуть, что их вскрытие должно осуществляться такими же методами, которые приняты для любого пласта, когда основной задачей ставится сохранение его естественной проницаемости.
При выборе конструкции эксплуатационного забоя для приведенного случая в поисках экономически выгодного решения необходимо произвести расчеты для следующих вариантов: совмещение испытания двух объектов в одной скважине или же бурение двух скважин, в каждой из которой объект опробуется самостоятельно.
Остановимся теперь на выборе конструкции эксплуатационного забоя для случая, когда необходимо опробовать пласт с коллектором только одного типа, но при следующих условиях. Имеем пласт трещинного типа, мощность которого находится в пределах 20—40 л; пласт питологически однороден. В геологическом разрезе залежи отсутствуют юризонты высоконапорных вод и свободного газа высокого давления.
Для этого случая задаче опробования пласта наиболее отвечает конструкция эксплуатационного забоя открытого типа.
Эта конструкция, как уже указывалось, прошла в ряде разведоч- {ых скважин опытную проверку, выявила свои положительные стороны I для заданного условия может быть принята и широко использована.
Возьмем теперь другой случай, когда мощность пласта, подле- кащего опробованию, равна 100—150 м; литологический состав пласта крайне неоднороден (хотя и представлен трещиноватыми породами), геологическом разрезе залежи встречены горизонты высоконапорной 50
воды или свободного газа высокого давления. Такой пласт может быть опробован только под защитой зацементированной обсадной колонны. При этом пласт нужно опробовать отдельными интервалами, вводя под опробование объекты мощностью 40—60 м, но более или менее в литологическом отношении однородные.
Вскрывать эксплуатационный забой следует гидропескоструйным аппаратом, имея в виду, что он позволяет углубляться от стенки скважины в пласт в нужных для практики пределах.
Во взятых примерах приняты два крайних случая. Исходя из них и конкретных геологических условий, обнаруженных разведкой залежи, следует определить методы вскрытия, составить рецептуру промывочной и рабочей жидкостей, избрать наиболее оптимальные методику и средства установления связи скважины с пластом и на основании всего этого запроектировать конструкцию эксплуатационного забоя данной разведочной скважины.
В этих коллекторах, как уже говорилось, высокая продуктивность определяется не столько вскрытой мощностью пласта, сколько числом раскрытых микротрещин, пересеченных эксплуатационным забоем, величиной их раскрытости, сообщаемостью между собой источников питания и каналов связи. При проходке в таких интервалах пласта отмечаются обычно посадки и затяжки бурового инструмента и нередко провалы его на 1—3 м и даже больше.
Стоит, например, в известняках асмари (Иран) долоту углубиться еще на несколько сантиметров от своего последнего забоя, как происходит катастрофическое поглощение прмывочной жидкости; именно на этом месте уже по опыту дальнейшее бурение прекращают, и скважина •с этого интервала вступает в эксплуатацию [69].
В Чаладиди, например, производительность скв. 4 определилась не вскрытой мощностью пласта (13 ;и), а раскрытием и принудительным заполнением твердым зернистым агентом всего лишь двух групп трещин, приуроченных к глубинам 1902 и 1906 м.
В трещинном коллекторе скважина, вскрывшая несколько сантиметров мощности пласта, может иметь дебит сотни тонн в сутки и, наоборот, скважина, вскрывшая десятки метров мощности в нефтенасыщенном интервале пласта, продукцию может не давать, если микротрещин, соединенных с дренажной сетью, в данной точке пересечения скважины с пластом не оказалось вовсе или принудительно они созданы не были.
Следовательно, в коллекторах этого класса может быть установлено в основном два типа связи пласта со скважиной.
Естественный тип. Когда во время бурения возникло поглощение промывочной жидкости и эксплуатационный забой скважины этим путем соединился со всей дренажной системой пласта.
Искусственный тип. Принудительное соединение эксплуатационного забоя скважины с удаленной зоной пласта путем включения в его дренажную систему сети естественных микротрещин, пересеченных скважиной.
ВСКРЫТИЕ ПЛАСТАГИДРОПЕСКОСТРУЙНЫМ АППАРАТОМ
Широкое развитие на промысловых и разведочных площадях получил за последнее время метод вскрытия пласта с помощью гидропеско- струйного аппарата. Он основан на использовании кинетической энергии и гидромониторного воздействия абразивной струи жидкости (с песком), выходящей с очень большой скоростью из насадки и направленной в стенку скважины (рис. 25). Струя подвергает эрозионному разрушению металл обсадной трубы, цементное кольцо и горную породу
Рис. 26. Размеры каналов, образуемых в породе при вскрытии пластов различной перфорации.а —пулевая; б —торпедная (ТПК-22); s — кумулятивная (ПК-ЮЗ); г — гидропескоструйная.Рис. 26. Размеры каналов, образуемых в породе при вскрытии пластов различной перфорации.а —пулевая; б —торпедная (ТПК-22); s — кумулятивная (ПК-ЮЗ); г — гидропескоструйная.
Рис. 26. Размеры каналов, образуемых в породе при вскрытии пластов различной перфорации.
а —пулевая; б —торпедная (ТПК-22); s — кумулятивная (ПК-ЮЗ); г — гидропескоструйная.
Рис. 26. Размеры каналов, образуемых в породе при вскрытии пластов различной перфорации.
а —пулевая; б —торпедная (ТПК-22); s — кумулятивная (ПК-ЮЗ); г — гидропескоструйная.
Гидропескоструйный аппарат позволяет по сравнению со всеми доу- гими существующими средствами вскрытия эксплуатационного забоя глубже вскрыть пласт, увеличить эффективный радиус скважины, обнажить значительную поверхность фильтрации. Размеры образуемых этим снарядом каналов в породе в сопоставлении с другими способами вскрытия показаны на рис. 26.
Рис. 25. Схема установки гидропескоструй- ного аппарата в скважине и каналы, образованные в обсадной трубе, цементном кольце и породе.
Точное определение местоположения аппарата осуществляют с помощью встроенной специально в насосно-компрессорные трубы утолщенной муфты, служащей экраном при радио-электрометрических измерениях. Привязывая аномальное показание утолщенной муфты к базисному горизонту, определяют фактическое местоположение аппарата и этим, следовательно, исключают возможные ошибки измерения труб ленточной рулеткой.
Гидропескоструйный способ в отличие от известных способов вскрытия пласта имеет следующие преимущества: а) в зоне его действия уплотнение породы и изменение ее естественных физических свойств не происходит; б) цементный камень не растрескивается, а в обсадной колонне не образуются трещины, возникающие при других способах вскрытия; в) в породе создаются достаточно глубокие каналы, проникновение которых в пласт по результатам стендовых испытаний колеблется от 0,5 до 1 м\ г) создаются особо благоприятные предпосылки для производства гидравлического разрыва пласта.
Предварительная обработка эксплуатационного забоя путем создания горизонтальных или вертикальных каналов и щелей уменьшает давление в операциях ГРП, предопределяет раскрытие микротрещин в заранее избранных интервалах пласта.
152
Совместное использование ГРП и гидропескоструйного аппарата открывает в технологии вскрытия пласта новые перспективы.
Гидропескоструйным аппаратом в заранее намеченных к вводу объектах опробования (разработки) предварительно делается надрез. Затем в этом интервале благодаря повышенным давлениям создают условия для вскрытия естественных микротрещин, которые фиксируются далее в открытом состоянии твердым агентом. Таким образом, пласт вскрывается одновременно двумя способами: ГРП и гидропескоструйным аппаратом.
В таких случаях вскрытие пласта осуществляется при помощи водных растворов ПАВ и кварцевого песка или в качестве твердого агента используется более прочный материал.
В скважинах, в которых эксплуатационный забой защищен обсадной колонной и цементным кольцом, перед спуском колонны гидропескоструйным аппаратом можно очистить стенки от глинистой корки.
Эффективность действия гидропескоструйного аппарата определяется правильным выбором основных параметров процесса: величиной перепада давления в насадке, диаметром насадки, продолжительностью действия струи на преграду, концентрацией в рабочей жидкости абразивного материала, величиной его зерен, противодавлением [49,75].
Расчетные формулы выполнены в работе [49], а для проектирования процесса составлена номограмма [111].
Увеличение перепада давления в насадке повышает кинетическую энергию абразивной струи и ее разрушающую силу. Однако величина перепада давления ограничивается допускаемым напряжением в резьбомуфтовых соединениях насосно-компресорных труб, используемых при подаче на забой жидкости с песком. Для надежности и безопасности работы при вскрытии пласта рекомендуется поддерживать в насадке перепад давления 250—300 кГ}см2.
Испытания показали, что при удалении выходного отверстия насадки на 25—30 мм от стенки обсадной колонны и нагнетания жидкости с песком в течение 15—20 мин диаметр отверстия в колонне примерно в 3 раза превышает выходной диаметр насадки.- С учетом имеющегося оборудования и гидравлической мощности насосов, установленных на агрегатах, диаметр насадки из абразивоустойчивого материала ВК-6 принят равным 4,5 мм. По данным стендовых испытаний, при таком диаметре отверстие в колонне будет равно приблизительно 13—15 мм, а в породе 60 мм.
По технологическим, а также экономическим соображениям определена оптимальная концентрация песка в жидкости, колеблющаяся в пределах 50—100 г/л. Наиболее пригодной оказалась узкая фракция кварцевого песка с диаметром зерен 0,5—0,8 мм.
При создании каналов в породе возникают большие потери скорости абразивной струи вследствие противотока жидкости, вытекающей из образовавшихся каналов навстречу прямому потоку, выходящему из насадки аппарата. Однако в случае образования щелей и каналов, имеющих горизонтальное или вертикальное направление, это явление уже не наблюдается.
Эффективность гидропескоструйного метода вскрытия определяется прежде всего длиной канала, создаваемого в породе. Поэтому параметры гидропескоструйного процесса рассчитываются так, чтобы получить в породе каналы наибольшей длины. Кроме формы и величины насадки и гидравлических потерь при движении потока рабочей жидкости, на это оказывает еще большое влияние свойство породы, рабочей жидкости и др.
Для возбуждения и интенсификации притоков в трещиноватых породах и создания пригодной конструкции эксплуатационного забоя метод гидропескоструйного вскрытия пласта открыл новые, очень боль- 153
шие возможности, особенно для разведочных скважин, в которых не удалось вскрыть продуктивный интервал другими существующими средствами.
Последовательно создавая в продуктивном разрезе вертикальную щель, можно достичь, наконец, интервала, в котором газокаротажные показания резко возрастут. Без остановки процесса (если, конечно, нет опасения или прямой угрозы открытого фонтана) переключаются с вертикальной на горизонтальную форму канала и полностью вскрывают обещающие пласты. Таких возможностей коренного улучшения и определения границ продуктивных пород с помощью устройства, позволяющего вращать, а также перемещать в процессе действия аппарат по вертикали, не имеет ни один из- известных и применяющихся до настоящего времени методов вскрытия пласта.
Поэтому при бурении разведочных скважин, если продуктивные юризонты, сложенные трещиноватыми породами, существующими методами исследования выделить не удается, в проекте бурения скважины должно быть специально предусмотрено совмещенное выполнение гид- ропескоструйным аппаратом двух форм обнажения пласта: вертикальных щелей осевого направления и круговых горизонтальных каналов. Для образования их в последнее время в аппарат вводится двигательный механизм, сообщающий ему вертикальное перемещение в процессе работы в скважине, и сопло с щелевидным профилем.
С помощью такого аппар^т^ можно в одном стволе на разных стратиграфических глубинах.,последовательно вскрыть и опробовать поровый и отдельно трещинцьг^тцп коллектора, создавая для каждого из них такую конструкцию эксплуатационного забоя, которая удовлетворяет природным коллекторским свойствам вскрываемого пласта (см. 5 3 данной главы).
ВСКРЫТИЕ ПЕРЕМЕННЫМИ ДАВЛЕНИЯМИ
Вскрытие пласта с нанесением горной породе призабойной зоны механических повреждений переменными давлениями в последние годы стали применять главным образом в породах трещинного типа, достаточно устойчивых против разрушений [15].
Сущность метода заключается в быстром повышении забойного давления путем вытеснения в пласт на форсированных режимах рабочей жидкости и в его резком сбросе (открытием контрольного вентиля у насосного агрегата).
После ряда таких операций производится обратная циркуляция рабочей жидкости для выноса взвеси, образовавшейся в результате механического разрушения, наносимого горной породе гидравлическими «ударами».
Способ переменных давлений, по-видимому, целесообразен для хрупкоразрушающихся пород, легко раскалывающихся по естественным трещинам. Проникая по ним в глубь породы и создавая на стенках трещин растягивающие напряжения, рабочая жидкость такими «ударами», поступающими от резких изменений давлений на насосном агрегате к забою, наносит породе механические повреждения — скалывает и дробит.
При этом в породе накапливается остаточная деформация от пере- менно-возрастающих давлений и постепенно расширяется сечение трещин в первую очередь у эксплуатационного забоя, а также углубляются на стенках трещин неровности, больше становятся шероховатость и волнистость.
Ряд операций, в которых удары сменяются резким сбросом давления, многократно повторяют до получения притока (если, конечно, при этом не нарушаются условия прочности колонны). Эффективность этого 154
■роцесса можно значительно повысить, во-первых, путем размещения зо всей зоне открытого забоя водного раствора ПАВ небольшой кон- дентрации, который в момент повышения давления вытесняется в пласт (до 0,01% вес.), и, во-вторых, путем повышения давления «удара» до величины, достаточной для раскрытия трещин. За один законченный ликл в данной операции принимаются все «удары», произведенные от эдной до другой обратной промывки. При этом давление в каждом тоследующем цикле повышается на 30—50 кПсм2 по сравнению с предыдущим.
Число «ударов» в каждом цикле целесообразно устанавливать из зрактических соображений, но не выходить за пределы 20—30. Всего з процессе законченных циклов может.быть от четырех до шести ударов.
Процесс переменных давлений, поскольку в его технологии отсут- лвует такой важный элемент, как закрепление трещин, не всегда иожет оказаться эффективным, а в связи с ограниченными резервами зрочности колонн рекомендовать его для массового распространения зельзя. Но в проекте обработки призабойной зоны скважины, в котором основными элементами являются раскрытие и сохранение микро- грещин в открытом состоянии, способ переменных давлений в отдельных случаях может быть предусмотрен в качестве подготовительного этапа. Кроме того, на отдельных месторождениях, природные условия которых позволяют вводить пласт в разработку без закрепления тре- цин (микротрещины при вскрытии не смыкаются, местное напряжение юрной породы достаточно разгружено пластической деформацией вы- цележащих пород), способ вскрытия пластщ переменными давлениями иожет получить даже самостоятельное з!Йч€ние.
ВСКРЫТИЕ ПЛАСТА В УСЛОВИЯХ АВПД
Месторождения нефти и газа с АВПД, к которым относятся мно- ше крупные скопления нефти и газа на очень больших глубинах, ста- ювятся важным резервом нефтегазодобывающей промышленности з СССР и за рубежом.
Прогнозирование АВПД подразделяется на два этапа:
прогнозирование при проектировании разведочной скважины, ког- ia оно выполняется на основе всестороннего глубокого изучения гео- югии данного региона;
прогнозирование в процессе бурения, выполняющееся впереди забоя на основании сбора и систематизации многочисленных фактов, выявляющихся при бурении, а также геолого-геофизических 1сследований и гидродинамических исследований пластоиспытателем.
Залежи нефти и газа с АВПД в региональном плане прогнозиру- отся по наличию глубинных разломов и поверхностных признаков вер- /икальной миграции углеводородов под высоким давлением: грифоны, штенсивное просачивание нефти и газа в сводах структур, геохими- [еские углеводородные аномалии в зонах локальных тектонических на- эушений и ряд других важных показаний, по которым судят о суще- :твовании вертикального тока из глубины [2].
В настоящее время появились уже методы оценки или даже прямых измерений таких важнейших факторов, как современные тектонические напряжения горных массивов в шахтах. Косвенными геофизическими методами — акустическими, сейсмоакустическими, ультра- вуковыми — в США изучаются аномалии горного давления на место- юждениях с АВПД.
Но наиболее значительным в проблематике прогнозирования АВПД ледует считать разрабатывающиеся в США каротажные методы зонирования признаков залежей нефти и газа с АВПД непосредственно : процессе проводки глубоких разведочных скважин. Для прогнозиро-
155
вания привлекаются многочисленные объективные признаки, которые обнаруживаются непосредственно в процессе бурения в непродуктивных породах еще задолго до подхода долота к месту скопления нефти и газа с АВПД.
Своеобразных факторов, проявляющихся каждый раз в новой разновидности, на залежах с АВПД встречается чрезвычайно много. Тщательное их зондирование по всей мощности пород, составляющих кровлю пласта с АВПД, скрупулезное использование средств измерений и исследований для их выявления, а также включение в действие без всякого промедления техники подавления самопроизвольно возникающих притоков оказываются очень эффективными. Наблюдение позволяет своевременно выявить в толще покрышки основного пласта локальное скопление газа высокого давления, ореолы рассеяния вторичных битумов в глинистых породах, гидрохимические и геотемпературные аномалии, геофизические аномалии в глинах, перекрывающих залежи с АВПД, такие, как пониженная плотность, высокое давление в поровом пространстве или повышенная электропроводность глин. Вскрытие таких пород нередко сопровождается обвалами, сужениями ствола и другими видами деформации на стенках скважин, свидетельствующими о наличии очаговых аномалий давления в горных массивах, покрывающих скопление углеводородов с АВПД.
Из литературных источников стало известно, что программы буровых процессов, планируемых исходя из прогнозов АВПД на месторождениях Техаса и Луизианы, значительно снижают количество аварий в скважинах, вскрывающих пласты с АВПД, приносят большой экономический эффект, улучша‘ют условия освоения глубокозалегающих залежей нефти и газа. Сочетание методов прогнозирования очаговых аномалий горного давления и методов прогноза скоплений нефти и газа с АВПД позволяет своевременно обнаружить и предотвратить осложнения в глубоком бурении на такие залежи.
В этом отношении наибольшее значение для прогнозирования и предупреждения осложнений (прихваты и др.) имеет непосредственное изучение в недрах в процессе проходки градиента АВПД. Можно считать доказанным, что в каждом месторождении и даже в отдельном тектоническом блоке данного месторождения градиент АВПД сохраняет свои индивидуальные черты и изменение его с глубиной в значительной степени контролируется местными факторами. Характерной чертой градиента АВПД является более или менее ускоренное его нарастание к низам толщ кровли пласта с АВПД и относительное замедление темпов прироста градиента непосредственно в самих местах крупных скоплений углеводородов в трещинных и поровых коллекторах. Неравномерности, замечаемые в росте градиента АВПД, объясняются наличием различных условий, и особенно пропускной способности пород, через которые мигрируют по отдельным тектоническим блокам высоконапорные жидкие и газообразные углеводороды [2].
Аномально высокие концентрации углеводородов в шламе и керне, разгазирование промывочной жидкости и ее разжижение при пересечении забоем бурящейся скважины мелких газоводоносных прослоев с АВПД также указывают на наличие больших скоплений с АВПД еще за 100—200 м от них.
Ряд исследователей в США утверждают, что за 100—70 лг от залежи с АВПД при сохранении параметров режима бурения замечается постепенный рост механической скорости проходки. При этом значительно увеличивается вынос глинистого шлама. Это один из признаков роста градиента АВПД.
Существенную помощь в получении своевременной информации о возможности вскрытия пласта с АВПД оказывает широко применяющийся в США метод электрокаротирования без подъема на поверх- 156
ность бурового инструмента. Частые оперативные измерения электрических характеристик сланцев и измерение давления в их поровом пространстве позволяют отбить глубины, на которых давление в поровом пространстве сланцев достигает наибольшей величины, близкой к АВПД во вскрываемой залежи.
На месторождениях, где ведется сверхглубокое бурение с АВПД — Техасе и Луизиане — нашел большое распространение индукционный каротаж. Вильямс сообщает, что на глубине 3660 м полученное с помощью индукционного каротажа давление равнялось 691 кГ^м2, а в действительности измеренное-глубинным манометром после вскрытия пласта оно оказалось равным 693 кГ1см2. Разница составила всего 2 кГ^см2.
Аналогичные факты приводят и другие авторы. Из большого числа средств измерения, регулирования АВПД и подавления аварийнооткрытых фонтанов следует указать на очень простое и доступное для немедленного использования широко применяющееся в США траппное устройство с давлением до 100 кГ]см2, позволяющее непосредственно в процессе циркуляции промывочной жидкости осуществлять ее дегазацию и кондиционирование [2].
Данные зарубежных исследований подтверждают возможность обнаружения пласта с АВПД геофизическими исследованиями и по данным плотности глинистых сланцев, перекрывающих обычно т^кой пласт. Глинистые сланцы хорошо выделяются по электрическому (уменьшение удельного сопротивления) и акустическому (увеличение времени прохождения звуковой волны) каротажу, что при хорошо поставленном оперативном контроле своевременно сигнализирует о приближении к слоям с АВПД.
Ниже вводится (примерная) классификация вариантов вскрытия пласта в порядке нарастания сложности условий по следующим признакам (по Г. А. Полякову).
По величине пластового давления:
градиент пластового давления составляет 0,12—0,16 ат)м\
градиент пластового давления составляет 0,16—0,20 ат[м\
градиент пластового давления составляет 0,20 ат/м и выше.
Б. По характеристике пластовой жидкости:
пластовая вода; -
нефть;
газ.
По проницаемости пласта:
очень низкая проницаемость;
низкая проницаемость;
нормальная проницаемость, в том числе высокая.
Г. По глубине залегания пласта:
до 2000 м:
до 3000 м\
свыше 3000 м.
Каждый из перечисленных в классификации случаев характеризу- -ется в отдельности, а затем в некоторых обычно встречающихся сочетаниях.
Вскрытие пластов с градиентом, не превышающим 0,16 ат)м (случай АЛ), при существующем оборудовании, применяемых конструкциях скважин и состоянии хозяйства по приготовлению промывочных жидкостей в настоящее время не представляет особых трудностей.
Значительно сложнее обстоит дело, когда пластовому давлению соответствует градиент, доходящий до 0,20 ат/м (случай А.2).
Возникают существенные трудности при приготовлении глинистых
растворов соответствующего удельного веса, возрастают требования к характеристикам противовыбросового оборудования, особенное значение приобретает подготовка буровой бригады к действиям при проявлении скважины и возникновении самопроизвольных притоков.
Условия А.З. В данном случае вполне возможно избежать аварийно-открытого фонтанирования, если необходимые средства (наземное оборудование, конструкция скважины, хозяйство по приготовлению промывочных жидкостей и др.) находятся на самом высоком уровне с использованием имеющихся средств.
Наименьшую опасность представляет вскрытие водяной залежи или водонасыщенной части газовой залежи с АВПД (случай Б.1), которое при этом проявляется замедленно, плавно, в виде длительного излива промывочной жидкости из скважины при полном прекращении циркуляции.
Случай Б.2 вскрытия нефтяной залежи представляет принципиальное отличие от случая Б.1 только при высоком газовом факторе, однако и в этом случае вполне возможно принять все необходимые меры по предупреждению аварийно-открытого фонтанирования.
Вскрытие залежи газа с АВПД (случай Б.З) требует большего объема специальных подготовительных работ по выбору соответствующей конструкции скважины (спуск эксплуатационной колонны до кровли w цементирование ее до устья), обвязки устья самым совершенным противовыбросовым оборудованием, установки дегазирующих и кондиционирующих устройств.
Вскрытие пласта в случае В.1 при любых сочетаниях прочих факторов никогда не представляет опасности; почти всегда по видимым на устье проявлениям можно установить сам факт вскрытия нефтяного и особенно газоносного пласта.
Не исключено, что устьевые проявления при вскрытии газосодержащего пласта могут выражаться и в виде выбросов промывочной жидкости в первый момент циркуляции, но впоследствии после длительной промывки они уменьшаются и не могут привести к аварийнооткрытому фонтанированию независимо от уменьшения величины удельного веса промывочной жидкости вплоть до доведения его до 1,0 Г {см3.
Даже небольшое повышение показателя • проницаемости (случай В.2) уже приводит при вскрытии водяной залежи к постоянному ощущению установившейся гидродинамической связи пласта со скважиной, а при вскрытии газоносного пласта — к осложнениям в производстве буровых работ.
Отрезок времени от начала проявления до сильного выброса промывочной жидкости из ствола (случай В.З) настолько мал (даже при значительной глубине скважины), что он оказывается не всегда достаточным для принятия необходимых мер по герметизации устья и подавлению притока из пласта.
Благополучный исход в данном случае будет тогда, когда возможность вскрытия такого пласта была предусмотрена намного раньше, при проходке в мощных слоях кровли и изучении всех тех признаков, о которых указывалось выше, поэтому скважина была заранее оборудована.
Вскрытие пластов с высокой степенью АВПД на глубинах, превышающих 3000 м (порядка 4—4,5 тыс. л/), соответствует случаю Г.3, и его следует отнести к наиболее сложным.
Практику вскрытия таких пластов (в условиях АВПД) следует существенно изменить, ориентируясь не на ликвидацию, а прежде всего на предотвращение аварийно-открытых фонтанов, при этом необходимо помнить, что в некоторых природных условиях утяжелением удельного веса промывочной жидкости фонтаны не только не преду- 158
преждаются, но они даже возникают и в результате присутствия в скважине утяжеленных растворов. Для предотвращения аварийно-открытых фонтанов в таких природных условиях следует создать оборудование (конструкция и монтажная схема), которое представляло бы собой инженерное устройство, позволяющее надежно управлять процессами вскрытия пласта в условиях АВПД. Оно должно обеспечить быструю герметизацию устья скважины; возможность циркуляции промывочной жидкости через траппные и сепараторные установки, а также ее дегазацию (в этих установках) и кондиционирование; допускать расхаживание бурильной колонны с целью ликвидации опасности ее прихвата. Главное назначение такого оборудования — надежное вскрытие пласта под регулируемым давлением на устье скважины с использованием неутяжеленных промывочных жидкостей, приготовленных на водной или нефтяной основе, аэрированных растворов, сжатого воздуха или природного газа.
Следовательно, предстоит разработать программу, охватывающую многоплановую проблему, заключающую: геологические предпосылки прогнозирования АВПД; создание комплекса оборудования, позволяющего с устья скважины поставить под контроль самопроизвольно возникающие притоки и поглощения; отделение газа от промывочной жидкости и ее кондиционирование в процессе циркуляции; создание комплекса измерительных приборов и аппаратуры для регистрации технологических показателей и явлений, отмечающихся в процессе бурения залежей с АВПД; наконец, методику систематизации и интерпретации всех материалов, данных, показателей и фактов, получаемых в процессе бурения.
Особое место в вопросе вскрытия пластов с АВПД занимает случай, когда ствол скважины пересекает локальную водоносную линзу, герметично запечатанную в толщу высокопластичной породы, например каменной соли.
В первоначальный момент вскрытия именно в таких условиях наиболее вероятно встретить градиент пластового давления, близкий или равный геостатическому, т. е. 0,23 ат/м. Случаи подобного водопрояв- ления обычно хорошо подавляются утяжелением глинистого раствора до удельного веса 1,6—1,7 Г]см\ что значительно ниже величины, соответствующей геостатическому градиенту.
§ 7. ВСКРЫТИЕ И ОДНОВРЕМЕННОЕ ОПРОБОВАНИЕНА СТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ
Способ вскрытия и одновременного опробования горизонтов, обнаружившихся в ходе разведки на стационарных режимах, преследует основную цель получения природной физической характеристики пласта и особенно его эксплуатационных свойств, наибольшим образом приближающихся к естественным условиям. При этом способе фонтанные притоки скважины при вскрытии не только не подавляются (как это нередко делается), а, наоборот, стимулируются. В ходе опробования пласта таким путем в скважине создаются оптимальные режимы работы и условия для ее полноценного испытания.
Для осуществления его необходимо наблюдать за всем ходом проходки; устанавливать рецептуру промывочной жидкости, сохраняющей первоначальные фильтрационные свойства пласта; проводить механический и керновый каротаж; отбирать, систематизировать в колонке и изучать поступающие с забоя шлам и керн; проводить углубленный газовый каротаж и все виды электрометрических исследований, снимать кавернограмму ствола; наблюдать за появлением в циркулирующей промывочной жидкости пластовой воды, газа и нефти; регистрировать величину расходов при прямой и обратной циркуляции и, сле-
двательно, обнаруживать поглощение или перелив; наблюдать за всей регистрирующей, измерительной аппаратурой и приборами.
Планомерные, систематические исследования, измерения и наблюдения, а также совместная комплексная интерпретация материалов геолого-геофизических и лабораторных исследований позволяют использовать накопленные данные для того, чтобы зондировать кровлю высоконапорной залежи впереди забоя и, таким образом, задолго до обнажения пласта подготовиться к его опробованию на стационарном режиме.
Устье скважины оборудуется группой превенторов (глухих и плашечных) с рабочим давлением до 500 кЦсм^, имеющих пневматическое или электрическое управление и гарантию высокой надежности; у скважины устанавливаются траппы (подробно см. § 6).
Заранее расставляются передвижные насосные агрегаты высокого давления; в емкостях, установленных на территории буровой, заготовляется двойной объем аварийного запаса тяжелого раствора удельного веса до 2,0—2,2 Г{см\ укладывается вся коммуникация, связывающая насосные агрегаты с запасными емкостями и устьем скважины. На мостках буровой должна быть наготове специальная фонтанная арматура, оканчивающаяся переводником под коническую резьбу бурильной колонны, а также планшайба для оборудования устья скважины на случай применения двухрядного лифта Саундерса (см. второй вариант).
Только после проведения всего комплекса подготовительных работ можно приступить к полному обнажению предположительно нефтегазоносного пласта. При этом особое внимание следует уделить скорости проходки в этом интервале. Объект должен вскрываться на самых форсированных режимах бурения, чтобы значительно сократить время контакта инородной и пластовой жидкостей.
Так как бурильная колонна будет при этом способе опробования выполнять роль подъемных труб, то свинчиваться они должны с использованием уплотнительной смазки и закреплением резьбо-муфтовых соединений до отказа.
В зависимости от возможного режима работы скважины (фонтан или подъемный механизм) в ней используется один ряд бурильных труб, или же двухрядный подъемник, в котором первым рядом опять же является бурильная колонна, а вторым колонна насосно-компрессорных труб, опущенная внутрь бурильной колонны.
Первый вариант. Когда в скважине появляются (внезапно или постепенно) характерные выбросы, большие колебания уровня и заметное увеличение пленок нефти на поверхности промывочной жидкости в желобной системе или сильный запах природного газа в атмосфере, бурильная колонна быстро поднимается до обсаженной части ствола, в которой оставляется с таким расчетом, чтобы после установки специальной фонтанной арматуры долото находилось выше или же по крайней мере на уровне башмака промежуточной обсадной колонны, но не ниже. Над устьем скважины монтируется специальная фонтанная арматура; плашки превентора плотно прижимаются к внешней поверхности бурильной трубы, после чего, заменив промывочную жидкость водным раствором ПАВ (приготовленным согласно гл. 6, § 4), продукцию скважины перепускают через бурильную колонну.
Опробование пласта начинают на фонтанном режиме работы. Штуцер, при помощи которого устанавливается режим, должен по условиям опробования иметь минимальный диаметр (3—4 мму Однако это не всегда можно выполнить, так как при значительном росте давления в затрубном пространстве и прорыве газожидкостной смеси в плашках превентора может потребоваться увеличение диаметра штуцера. Поэтому выбор диаметра штуцера, кроме эксплуатационных показателей 160
работы скважины (предупреждение разрушения породы и повреждения эксплуатационной колонны, прорыв воды и газа и др.), необходимо поставить в зависимость от установленного при работе скважины давления в затрубном пространстве.
При испытании скважины по такой схеме снимаются основные гидродинамические показатели пласта и технологические показатели режима работы скважины: пластовое давление и давление насыщения; коэффициент продуктивности; коэффициент проницаемости удаленной области и призабойной зоны; дебиты нефти и эмульсии; дебит газа и газовый фактор; процентное содержание в продукции скважины механических примесей и воды и др.
В случае, если в процессе испытания создается прямая угроза выхода скважины из-под контроля и возможно открытое фонтанирование, для его предупреждения включаются готовые к пуску насосные агрегаты, при помощи которых в затрубное пространство закачивается промывочная жидкость с высоким удельным весом. Этим самым, прерывают поступление газожидкостной смеси из пласта в .скважину, после чего принимают меры по установлению в скважине более жестких условий контроля.
Второй вариант. Из скважины поднимаются бурильные трубы, на конце их монтируется пластоиспытатель, как это выполняется обычно, и они снова спускаются в скважину.
Подготовительные работы и оборудование устья скважины выполняются так же, как это изложено для первого варианта. Только фонтанная арматура вместо конусной резьбы оканчивается посадочной планшайбой с муфтой для насосно-компрессорньгх труб определенного диаметра. После спуска бурильной колонны промывочная жидкость, находящаяся в стволе, так же как и в первом варианте, заменяется водным раствором ПАВ. Пакерующий элемент пластоиспытателя фиксируется в намеченном интервале объекта в, зависимости, рт.условий геологического разреза: • в колонне (лучший вариант) или при необходимости и безопасности (породы, составляющие ствол; устойчивы против разрушения) в открытом стволе скважины. Далее спускается второй ряд насосно-компрессорных, труб, устанавливается фонтанная арматура и начинается процесс освоения скважины по методике плавного запуска, подробно изложенной в работе [71, 63].
Наличие пакера, разобщающего остальной геологический разрез от опробуемого интервала продуктивной толщи, осуществление плавною запуска в недавно обнаженном пласте, не испытавшем отрицательного действия промывочной жидкости, а также длительного нахождения под воздействием ее столба, наконец, устойчивость самой породы против разрушения — в совокупности обезопасят от механического повреждения стенки ствола скважины.
11 Г T. Овнатанов
Глава VIII
РАБОЧИЕ ЖИДКОСТИВ ПРОЦЕССАХ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА
От состава рабочей жидкости в значительной степени зависит высокая результативность процессов обработки пласта. Рабочие жидкости в этих процессах используются для самых различных целей. И соответственно геолого-физическим условиям обрабатываемого пласта, а также целевому назначению процесса рецептура их каждый раз вновь проходит лабораторную стадию обоснования.
РАБОЧИЕ ЖИДКОСТИВ ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫХ ОПЕРАЦИЯХ
В операциях по обработке пласта в больших количествах используется техническая вода.
Основное требование к технической воде — отсутствие в воде механических примесей.
Для очищения используемых в процессах емкостей коммуникаций, а также очищения самого ствола скважины очень часто употребляется грубая водная суспензия (пульпа), приготовленная в виде смеси кварцевого песка в технической воде (от 40 до 50 г песка на 1 л воды). Скважину перед процессом нередко промывают кислотными цепочками. Для этого приготовляют слабо концентрированный 3%-ный раствор ингибированной соляной кислоты.
В качестве рабочей жидкости для промывки от твердых органических частиц, осевших на эксплуатационном забое открытой конструкции, в подготовительных работах применяют неполярный растворитель — очищенный керосин и другие органические растворители (см. главу X).
Если же эксплуатационный забой такой конструкции оказался засоренным продуктами коррозии, то для интенсивного растворения и удаления из скважины соединений железа употребляют более концентрированную (до 12%) ингибированную соляную кислоту.
СОЛЯНАЯ КИСЛОТА
Среди рабочих жидкостей, используемых в самых разнообразных процессах нефтегазопромыслового дела, начиная от подготовки ствола скважины перед цементированием обсадной колонны и ликвидации всевозможных аварий и кончая многими операциями по обработке пласта, основное место занимает соляная кислота.
Соляная кислота, ингибированная ПБ-5, называется ингибированной соляной кислотой. Это 20—22%-ный водный раствор хлористого водорода, содержащий 0,8—1,0% ингибитора ПБ-5 и 0,01—0,015% соли мышьяка (считая на мышьяк). Соляная кислота, в которую вводят ингибитор ПБ-5 и хлористый мышьяк непосредственно на заводе, не 162
должна иметь более высокую концентрацию, так как при повышенной концентрации кислоты выпадает лишний органический осадок, а ингибирующие свойства ПБ-5 снижаются до их полного исчезновения.
Ингибированная соляная кислота должна представлять собой истинный раствор без каких бы то ни было следов помутнения даже при контакте с минерализованной пластовой водой или с растворами ПАВ. Из попутных примесей соляная кислота не должна содержать более 0,1% свободного хлора и более 0,01% FeCls. При большом содержании свободного хлора ингибитор разрушается, а увеличение концентрации солей железа приводит к выпадению осадка комплексной соли железа и ингибитора.
Готовую ингибированную кислоту в железнодорожных цистернах или автоцистернах, окрашенных изнутри химически стойкой эмалью ХСЭ-93 (три слоя) и лаком ХСД (два слоя), отправляют потребителю.
В ингибированной соляной кислоте средняя скорость растворения стали (Ст.2) не превышает 0,15 г(см2-ч, что соответствует уменьшению толщины стенок стального резервуара с кислотой всего 0,16 мм в год.
Однако сталь растворяется в соляной кислоте, как правило, неравномерно. Поэтому на отдельных участках глубина коррозионных разрушений может быть больше, чем указано выше.
Реакция соляной кислоты с окалиной (в емкостях, цистернах и др.) приводит к обогащению кислоты железом и появлению в ней при транспортировке и хранении густого осадка. Поэтому прибывшую на разведочную площадь соляную кислоту следует подвергнуть лабораторной проверке, как это указано в «Руководстве» [45], и принять меры к тому, чтобы полностью освободиться от посторонних примесей.
Из действующих в настоящее время трех ГОСТ: 857—57, 1382—42 ТУ БУ 33—53 более всего отвечает условиям производства процессов обработки пласта ГОСТ 857—57 (содержание железа 0,02%; содержание SO4 —не более 0,005%). Однако разведочные предприятия при подписании взаимных обязательств с заводами-поставщиками должны добиваться еще большего сокращения в соляной кислоте попутных примесей (например, по железу до 0,005%, взвешенных твердых частиц не более 5—10 мг}лУ
Получаемая с завода-изготовителя соляная кислота должна согласно ГОСТ иметь концентрацию не менее 31%. Возить воду на дальние расстояния, в отдаленные разведочные районы, задалживая на это железнодорожный или автомобильный транспорт, с использованием при этом цистерн и емкостей было бы нерационально и просто экономически невыгодно. И именно поэтому концентрация синтетической товарной соляной кислоты должна быть доведена до технологически доступных пределов ингибиторами, требования к которым сформулированы в главе V, § 6. Там же было подчеркнуто, что этим требованиям ингибитор ПБ-5 не отвечает.
Основные требования, предъявляемые к соляной кислоте для процессов обработки пласта на разведочных площадях, заключаются в следующем.
Соляная «кислота должна иметь технологически достижимую при изготовлении наивысшую концентрацию и ингибирована при этой концентрации непосредственно на заводе.
Поставлять соляную кислоту заводы-поставщики должны в железнодорожных цистернах и емкостях, имеющих кислотоупорные покрытия (гумирование, окрашивание эмалью и лаком и др.).
Присутствие побочных примесей допускается в самых минимальных количествах: Fe — не более 0,02%, SO“—не более 0,005%, свободного хлора — нет, фтористоводородных примесей—нет.
Выпадение в пласте трехвалентного железа в виде гидратов (объ-
емистого мазеобразного осадка рыже-бурого цвета) может полностью свести на нет результативность процесса обработки пласта.
Кислота должна быть прозрачной, по возможности не иметь плавающих на поверхности сгустков черного цвета и взвешенных твердых частиц (не более 5—10 мг^лу после полной нейтрализации мрамором не давать осадков органического или минерального происхождения.
> Для лабораторных работ к соляной кислоте предъявляются более жесткие требования. Поступающая с завода в бутылях кислота — бесцветная и чистая для анализа. Концентрация — 35%; плотность — 1,175 г}сма\ SO4 нет; железа Fe"—следы; Fe"—нет. В лабораторных исследованиях замечено, что в такой кислоте защитное действие применяющихся ингибиторов более высокое.
По-видимому, примеси, содержащиеся в технической кислоте, оказывают отрицательное действие не только на весьма сложные химические процессы реакции кислоты с горной породой, но и отдельно по отношению к ингибиторам.
В заключение следует подчеркнуть, что поскольку соляная кислота обогащается железом: при ее выработке, в емкостях завода, при транспортировании, разведении технической водой (обогащенной нередко железом в водопроводных коммуникациях) и, наконец, во всех операциях, выполняемых непосредственно у устья скважин и в ее стволе, то во время транспортирования соляной кислоты и ее доставки на разведочные площади следует на всем пути ее движения не только защищать металл от коррозии, но и одновременно тщательно беречь соляную кислоту от всевозможного загрязнения, в особенности железом.
СОЛЯНОКИСЛОТНЫЕ РАСТВОРЫ
Приготовлению солянокислотных растворов, отвечающих требованиям геолого-физических условий пласта и запланированным процессам его обработки, предшествует прежде всего большой объем лабораторных исследований.
Для коллекторов трещинного типа важной особенностью процесса является необходимость охвата его влиянием зоны пласта большого радиуса.
При непосредственном соприкосновении соляной кислоты с карбонатными породами в процессах обработки пласта кислота, истощаясь, нейтрализуется. Понижение химической активности кислотного раствора зависит от длительного контакта кислоты с породой, поверхности соприкосновения, температуры и давления среды, физико-химических свойств и минералогического состава взаимодействующих веществ, присутствующих в растворе, и жидкостей (нефть, вода), насыщающих пласт.
Искусственно создавая соответствующие условия и регулируя параметры технологического процесса обработки, можно осуществить более глубокое выщелачивание породы и химическую активность кислотной смеси довести до ее полного истощения.
Чтобы установить принципы, на основе которых составляются солянокислотные растворы, рассмотрим факторы, влияющие на характер взаимодействия в пласте солянокислотных растворов с горной породой.
Концентрация солянокислотного раствора влияет на количество породы, растворяемой кислотой в единицу времени. Скорость же реакции от начальной концентрации кислотного раствора не зависит [44,45].
Поверхностное натяжение солянокислотного раствора на границе с нефтью обычно невысокое (порядка 7—10 эрг!см2У однако значи- 164
чельно повышается при нейтрализации соляной кислоты (до 20— 25 эрг! см2}.
Наиболее важным фактором в процессах обработки пласта является скорость реакции кислоты с карбонатными породами. Реакция соляной кислоты с мрамором при комнатной температуре и атмосферном далении протекает в течение нескольких минут. Адсорбция активных компонентов нефти гидрофобизирует поверхность карбонатов и поэтому препятствует доступу к ним молекул соляной кислоты. Вследствие этого скорость реакции кислоты с породой значительно снижается Реакция соляной кислоты с породами, смоченными нефтью, возникает лишь при условии, если пленка нефти разрывается.
Введение ПАВ в раствор соляной кислоты способствует разрушению и оттеснению гидрофобной пленки с поверхности, благодаря чему достигается необходимый между ними контакт. Кроме того, ПАВ препятствуют образованию эмульсии при смешивании истощенного кислотного раствора с пластовой нефтью, что способствует быстрому вытеснению нефтью отработанного кислотного раствора, а также эвакуации продуктов реакции из пласта.
Замедление скорости реакции (с помощью ПАВ) соляной кислоты с породой позволяет вытеснить в пласт кислоту при более низких давлениях и небольших скоростях, что увеличивает обрабатываемую зону пласта.
В других случаях (например, при высоких пластовых давлениях) может возникнуть обратная задача — ускорить реакцию кислоты с породой, которую можно решить также с помощью ПАВ.
При реакции карбонатов с соляной кислотой скорость реакции во многом зависит также от состояния продуктов реакции — хлоридов кальция и магния и образующегося при этой реакции углекислого газа. Прочно адсорбируясь на поверхности породы, они могут существенно затруднить общий ход этой реакций.
Таким образом, кроме замедления коррозии металла, солянОкис- лотный раствор должен удовлетворять следующим основным требованиям: снижать на границах фаз соляная кислота — нефть (или техническая вода) поверхностное натяжение и повышать фазовую проницаемость пород для нефти, замедлять (или ускорять) реакцию кислоты с породой, предупреждать эмульсеобразование в порово-трещинйой среде.
Во ВНИГНИ (Е А. Буниной) проведен большой комплекс экспериментальных исследований на образцах мрамора с целью выбора ПАВ, удовлетворяющих требованию замедления реакции при обработке трещиноватых карбонатных пород верхнемеловых отложений Колхидской низменности. В этих исследованиях было установлено следующее.
Образцы белого мрамора полностью разлагаются в 12%-ной соляной кислоте без добавок ингибиторов и ПАВ за 25 мин, а в 8%-ной — за 40 мин.
Те же образцы мрамора разлагаются в 12 %-ной соляной кислоте с добавкой 0,3 каталина А и 0,2% ОП-7 за 1 ч 45 мин, а в 8 %-ной — за 3 ч.
Предварительная обработка образцов мрамора в течение 16 ч водным раствором катапина А и ОП-7 увеличивает время реакции еще на 30 мин
Этими исследованиями показано, что образцы мрамора и доломита, пропитанные предварительно при атмосферном давлении легкой нефтью (в течение двух суток), значительно медленнее вступают в реакцию с 12 %-ной соляной кислотой, обработанной каталином А и ОП-7, чем те же образцы, не пропитанные нефтью (индукционный период удлиняется на 27—30 мин}.
На основании этих исследований рекомендована рецептура соляно-
165
кислотного раствора замедленного действия вида 12%-ная HCI + + 0,3% каталина А+0,2% ОП-7 + от 2 до 5 кг (к общему объему) лимонной кислоты.
Остановимся на способе приготовления солянокислотного раствора замедленного действия.
и дает небольшой желтоватый смолистое вещество.и дает небольшой желтоватый смолистое вещество.Рис. 27. Влияние на реакцию кислоты с породой высоких давлений и температур./ — растворение образцов карбонатных пород при р=1 кПсм?, 2, 3 —то же при р=300 кГ)смгРис. 27. Влияние на реакцию кислоты с породой высоких давлений и температур./ — растворение образцов карбонатных пород при р=1 кПсм?, 2, 3 —то же при р=300 кГ)смгРис. 28. Зависимость времени нейтрализации кислоты (на 90%) от температуры (р=300 кПсмг\ у/5= 1,0 ы.!схг,АГ0=4,42 г-экв/л).Рис. 28. Зависимость времени нейтрализации кислоты (на 90%) от температуры (р=300 кПсмг\ у/5= 1,0 ы.!схг,АГ0=4,42 г-экв/л).Катапин А хорошо растворяется в воде, не образуя взвеси и осадка. В растворах же соляной кислоты он образует беловатую взвесь осадок, по виду похожий на
и дает небольшой желтоватый смолистое вещество.
и дает небольшой желтоватый смолистое вещество.
Рис. 27. Влияние на реакцию кислоты с породой высоких давлений и температур.
/ — растворение образцов карбонатных пород при р=1 кПсм?, 2, 3 —то же при р=300 кГ)смг
Рис. 27. Влияние на реакцию кислоты с породой высоких давлений и температур.
/ — растворение образцов карбонатных пород при р=1 кПсм?, 2, 3 —то же при р=300 кГ)смг
Рис. 28. Зависимость времени нейтрализации кислоты (на 90%) от температуры (р=300 кПсмг\ у/5= 1,0 ы.!схг,
АГ0=4,42 г-экв/л).
Рис. 28. Зависимость времени нейтрализации кислоты (на 90%) от температуры (р=300 кПсмг\ у/5= 1,0 ы.!схг,
АГ0=4,42 г-экв/л).
Во избежание образования в растворах взвеси и осадка рабочая жидкость готовится в такой последовательности: к технической воде с температурой 30° С доливается требуемое по расчету ОП-7 и после тщательного и непрерывного перемешивания в раствор добавляется нужное количество каталина А. К приготовленному таким образом раствору ОП-7 и каталина А добавляется расчетное количество концентрированной ингибированной соляной кислоты (перемешиванием) с доведением ее концентрации в этом растворе до 12%. 1 г раствора содержит 992 кг 12%-ной соляной кислоты, 3 кг ОП-7, 5 кг каталина А и 0,5 кг лимонной кислоты.
Катапин А употребляется в солянокислотном растворе не только как замедлитель реакции кислоты с породой. Он усиливает тормозящее действие ингибитора, а также совместно с ОП-7 снижает поверхностное натяжение на границах фаз, предупреждает эмульсеобразова- ние и др.
Кислотный раствор, включая реагент для ингибирования кислоты на заводе [(31% НС1 + 1,5% БА-6 (В-2)]: 0,6% БА-6 (В-2)+ 12% НС1+0,3% катапин А+0,2 ОП-7+ от 2 до 5 кг (к общему объему) лимонной кислоты.
Составленный таким образом раствор не дает помутнения даже при контакте с минерализованной пластовой водой.
Приведенные выше исследования выполнялись в условиях атмосферного давления и комнатной температуры, хотя известно, что с повышением температуры скорость химической реакции соляной кислоты с горной породой возрастает в 2—3 раза. Поэтому представляют интерес исследования о влиянии на реакцию кислоты с породой высоких давлений и температур. При температуре около 90°С и давлении 200 кГ)см2 скорость реакции примерно в 2—2,5 раза меньше, чем при атмосферном давлении. Результаты опытов показаны на рис. 27. На этом же графике нанесена кривая растворимости карбонатной породы при атмосферном давлении. Сравнивая их, нетрудно заметить, что повышение давления значительно замедляет реакцию. 166
Представленная на рис. 28. кривая зависимости времени нейтрализации 15 %-ной соляной кислоты (на 90%) в широком диапазоне температур (до 150° С) и давлений (до 300 кГ!см^ при соотношении кислоты к поверхности известняка 1 мл/см2 показывает, что от 28 до 100°С скорость реакции резко возрастает (примерно в 2 раза); в интервале от 100 до 150° С темп роста скорости реакции уменьшается до 1,6 раза и, наконец, дальнейшее повышение температуры от 150 до 250° С уже практически на скорость реакции не влияет.
Влияние давления на скорость реакции показано на рис. 29. В интервале давлений от 50 до 400 кГ}см2 повышение давления приводит
к снижению скорости реакции, при
Рис 29. Зависимость времени нейтрализации кислоты («а 90%) от давления (/=100° С; и/3=1 мл/смЧ NG= = 4,42 г-экв/луРис 29. Зависимость времени нейтрализации кислоты («а 90%) от давления (/=100° С; и/3=1 мл/смЧ NG= = 4,42 г-экв/лучем его влияние постепенно уменьшается, составляя на каждые 100 кГ/см2 увеличение от 1,6 до 1,2 раза. При дальнейшем повышении давления от 400 до 500 кГ(см2 скорость реакции оказывается постоянной. Время нейтрализации кислоты (на 90%) при этих давлениях, температуре 100° С и соотношении кислоты к поверхности образца 1 мл!см2 составляет примерно 55 мин [101].
Рис 29. Зависимость времени нейтрализации кислоты («а 90%) от давления (/=100° С; и/3=1 мл/смЧ NG= = 4,42 г-экв/лу
Рис 29. Зависимость времени нейтрализации кислоты («а 90%) от давления (/=100° С; и/3=1 мл/смЧ NG= = 4,42 г-экв/лу
Рецептура солянокислотного раствора замедленного действия, поскольку она создавалась в условиях комнатной температуры и
атмосферного давления, не учитывает, следовательно, пластовых условий, для которых она разрабатывалась (температура пласта 70° С, пластовое давление 233 кГ]см2у Однако следует иметь в виду, что вы
сокое пластовое давление и сравнительно невысокая температура в пласте и без присутствия ПАВ являются для реакции кислоты с породой значительными факторами торможения; операция по вытеснению в пласт солянокислотного раствора обычно длится всего только 1— 1,5 ч (в процессах глубокого расклинивания микротрещин, см. главу XI), т. е. за такой отрезок времени, для которого точное решение практически не требуется; наконец, добавки ОП-7 и каталина А к солянокислотному раствору необходимы не только для торможения, но
и для снижения поверхностного натяжения и усиления в кислоте ингибирующего действия и др.
Тем не менее необходимо проводить работы по лабораторному исследованию рецептур солянокислотных растворов замедленного действия при высоких давлениях и температурах, соответствующих пластовым условиям, а также по разработке растворов с точно заданной продолжительностью истощения НС1.
Так, при атмосферных условиях растворение образца мрамора в 1%-ном растворе алкилоламида в 15%-ной соляной кислоте (отношение объема кислоты к поверхности образца V:S=2) протекает в течение 2—3 ч, а без этого реагента реакция протекает бурно и оканчивается максимум за 25 мин. Как видно из этого, алкилоламиды замедляют скорость истощения соляной кислоты с карбонатной породой.
Существенно замедляется реакция соляной кислоты и с добавкой сульфитспиртовой барды (ССБ), хотя лабораторных исследований действия этого реагента на торможение реакции при высоких давлениях и температурах, по-видимому, также выполнено пока не было [45].
В тех случаях, когда разрез продуктивной толщи состоит из уплотненных, включающих ангидриты доломитов, покрытых нефтяной плен- 167
кой, препятствующей контакту кислотного раствора с породой, нет необходимости дополнительно оказывать тормозящее действие на их реакцию. Для такого случая число компонентов, используемых в кислотном растворе, можно сократить за счет катапина А.
Ниже приводится рекомендуемый порядок ингибирования 1 т концентрированной соляной кислоты с содержанием 31% хлористого водорода ингибитором В-2 на заводе. Раствор приготовляют при непрерывном перемешивании включаемых в него компонентов. В небольшую емкость с антикоррозийным покрытием наливают 12,9 кг ингибитора В-2, доливают 5,2 кг ПАВ — ОП-7 (или ОП-10), после чего их растворяют в 100 кг концентрированной соляной кислоты, подогретой до 30° С. К полученной таким образом смеси добавляют приготовленные заранее и подогретые до 30° С ООО кг соляной кислоты и вводят 0,13 кг лимонной кислоты..
На разведочной площади из ингибированной концентрированной соляной кислоты заводского приготовления готовится 12%-ный рабочий раствор । следующим путем. В отдельную емкость наливают 660 кг чистой технической воды} к ней постепенно доливают, тщательно перемешивая, 387 кг ингибированной концентрированной соляной кислотьц полученной сзаводи.
Таким Путем приготовленный солянокислотный раствор является - готовой рабочей жидкостью для обработки пласта.
В зависимости от общего объема рабочей жидкости, подлежащей вытеснению в пласт, полученное количество реагентов умножается на нужное для процесса количество рабочей жидкости, запланированное в процессе.
ГЛИНОКИСЛОТНЫЕ РАСТВОРЫ
Для удаления глинистых минералов из пласта в рецептуру кислотного раствора включается плавиковая кислота. Последняя растворяет глину, которой заполнена трещина, силикатную часть цемента, связывающего зерна породы, а также глинистый материал, попавший в трещину при вскрытии, и, наконец, предупреждает образование в трещине геля кремневой кислоты, способного очень сильно засорить каналы сообщения,
Плавиковая кислота имеет большой запас потенциальной химической энергии и потому обеспечивает достаточно полное и быстрое растворение различных глинистых и других минеральных образований, отлагающихся на эксплуатационном забое.
Растворы, в которых находится плавиковая кислота, называются глинокислотными растворами. Для получения глинокислотного раствора обычно на практике к солянокислотному раствору добавляют 2—3% по весу плавиковой кислоты и таким образом получают глинокислотный раствор. Для повышения его химической активности иногда процентное содержание плавиковой кислоты в растворе увеличивают до 4—5%.
Следует при этом подчеркнуть, что все другие ПАВ ингибирующего,, стабилизирующего и интенсифицирующего действия, в рецептуре глинокислотного раствора остаются без изменения согласно § 3 [45].
Плавиковая кислота является сильно ядовитым веществом, вследствие чего доставка ее и приготовление глинокислоты на разведочных площадях встречают очень серьезные затруднения.
Это легкоподвижная бесцветная жидкость с резким запахом, без механических примесей, с содержанием фтористого водорода (HF) не менее 40% и серной кислоты не более 0,05% (ГОСТ 2567—54).
Плавиковая кислота действует разрушающе на металлы, стекло, дерево, ткани и ряд других материалов. Она очень опасна для здоровья 168
людей, что требует при работе с ней соблюдения особой предосторожности.
В свзяи с этим предложено взамен плавиковой кислоты использовать бифторид аммония.
Бифторид аммония вырабатывается в виде кристаллической соли, упакованной в двойные мешки из полиэтилена и крафтбумаги. Это является одним из очень важных преимуществ бифторида аммония, так как в этой упаковке его легко и безопасно транспортировать, особенно в трудно доступные разведочные районы. Плавиковая же кислота, как известно, транспортируется в дорогостоящих тяжелых свинцовых контейнерах или же в бакелитовых или парафиновых -емкостях.
Проведенные исследования показали, что бифторид аммония, содержащий в своем составе 25% фтористого водорода, вступает в реакцию г силикатными породами аналогично плавиковой кислоте и полностью их растворяет.
Чистые карбонатные породы (известняк) бифторид аммония также полностью растворяет, но при этом раствор кислоты становится непрозрачным; в кислоте появляется незначительная взвесь, которая при отстое переходит в подвижный осадок фторидов кальция и магния.
Реакция смеси плавиковой и соляной кислот с алюмосиликатами и кварцем приводит к образованию растворимых Солей кремнефтористоводородной кислоты, а также хлористых и фтористых солей металлов, кремневой кислоты. Она может привести к образованию золя, а при полной нейтрализации кислот — геля. Возможность их образования учитывается при проектировании технологической схемы процесса обработки пласта (см. главу X).
Этими исследованиями установлено, что бифторид аммония NH4F-HF, представляющий собой растворимую в воде и кислотах соль, сравнительно легко разрушает глинистую корку.
Действие бифторида аммония на глинистую корку было установлено путем растворения 1 г глинистой корки в 125 мл различных растворов бифторида аммония.
После растворения глинистой корки в растворах, бифторида аммония в фильтратах этих растворов определялось процентное содержание SiO2 электрофотометрическим методом.
Указанным методом было определено, что в бифториде аммония содержится 1,41% SiO2, которые в опытах, при расчетах процентного содержания SiO2 в фильтратах растворов, учитывались.
Для растворения глинистой корки растворами бифторида аммония были приготовлены образцы глинистых корок из 10%-ного раствора бентонитовой глины (толщина корки 1,0—1,2 мм-^ и 30%-ного раствора жетыбайской (асарской) глины (толщина корки 4—5 mmY
Жетыбайская и бентонитовая глины, из которых готовились глинистые корки, подвергались химическому анализу; содержание SiO2 в бентонитовой глине составляет 61,79%, а в жетыбайской 64,89%.
Чтобы определить действие растворов бифторида аммония на глинистую корку, вначале применялись 16%-ные растворы его (20 г на 125 maY соответствующие по своей химической активности 4%-ному раствору плавиковой кислоты. Готовились эти растворы на основе технической воды и отдельно соляной кислоты разной концентрации.
После того как опытами было установлено, что 16%-ные водные и солянокислотные растворы бифторида аммония сравнительно легко растворяют полностью глинистые корки и в фильтратах растворов обнару-
жено содержание SiO2, соответствующее содержанию его в глинах, исследования были продолжены с более слабыми 8%-ными растворами (10 г на 125 мл), соответствующими 2%-ному раствору плавиковой кислоты.
Дальнейшими исследованиями было определено, что 8%-ные водные и солянокислотные растворы бифторида аммония также хорошо растворяют глинистую корку, как и 16%ные растворы (табл. 15).
Таблица 15
Определение растворимости глинистой корки из бентонитовой глины в водеи НС1 в зависимости от добавок фтористоводородных соединений
Время растворения 1 г глинистойкорки в 125 мл различныхрастворов, чВремя растворения 1 г глинистойкорки в 125 мл различныхрастворов, чПолнота растворения 1 г глинистой корки в 125 млразличных растворов по данным содержания SiO2в фильтратах растворов, %
Время растворения 1 г глинистойкорки в 125 мл различныхрастворов, ч
Время растворения 1 г глинистойкорки в 125 мл различныхрастворов, ч
ТехническаяводаТехническаяводаРаствор 12% НС1Раствор 12% НС1ТехническаяводаТехническаяводаРастворы НС1Растворы НС112%12%8%8%с добавкамис добавкамис добав-камис добав-камис добав-камис добав-камис добавкамис добавками4% раствор HF4% раствор HFк[к[S5S5К яК я2-02-000 eg00 egX о * го 4DчSX о * го 4DчSК К а оК К а оВВ»i ^ S»i ^ Ss s ю к оо 5s s ю к оо 5ГОSГОS§ s§ s» кХО Ксо 2» кХО Ксо 2дКS |дКS |s ss sSISII« оI« оXXНераст-воря-етсяНераст-воря-етсяНе ра-створя-ется(раз-рыхля-ется)Не ра-створя-ется(раз-рыхля-ется)3366СледыСледы484851515959626258586161595957576262
Техническаявода
Техническаявода
Раствор 12% НС1
Раствор 12% НС1
Техническаявода
Техническаявода
Растворы НС1
Растворы НС1
12%
12%
8%
8%
с добавками
с добавками
с добав-ками
с добав-ками
с добав-ками
с добав-ками
с добавками
с добавками
4% раствор HF
4% раствор HF
к[
к[
S
5
S
5
К я
К я
2-0
2-0
00 eg
00 eg
X о * го 4D
ч
S
X о * го 4D
ч
S
К К а о
К К а о
В
В
»i ^ S
»i ^ S
s s ю к о
о 5
s s ю к о
о 5
ГО
S
ГО
S
§ s
§ s
» к
ХО К
со 2
» к
ХО К
со 2
дКS |
дКS |
s s
s s
SI
SI
I
« о
I
« о
X
X
Нераст-воря-ется
Нераст-воря-ется
Не ра-створя-ется(раз-рыхля-ется)
Не ра-створя-ется(раз-рыхля-ется)
3
3
6
6
Следы
Следы
48
48
51
51
59
59
62
62
58
58
61
61
59
59
57
57
62
62
Примечания I. В таблице приведены средние данные 2—4 опытов.
Содержание в растворе 8% бифторида аммония соответствует 2%-ной плавиковой кислоте, а 16%—соответственно 4%-ной
Из табл. 15 видно, что после взаимодействия 1 г глинистой корки из бентонитовой глины с 16%-ным водным раствором бифторида аммония в фильтрате раствора обнаружено содержание SiO2 от 49,00 до 51,40, а из жетыбайской глины оно несколько выше и составляет 53,10— 54,80%, что согласуется с данными химического анализа. Содержание SiOo в фильтратах 8%-ных водных растворов бифторида аммония незначительно уменьшается и составляет 46,50—49,20% для бентонитовой глинистой корки и 50,30—51,10% для жетыбайской; для практических целей полученные пределы колебаний содержания SiO2 не существенны. Из табл. 15 также видно, что после взаимодействия глинистых корок с 16- и 8 %-ной соляной кислотой содержание SiO2 в фильтратах растворов заметно возрастает. В фильтратах растворов после растворения глинистой корки из бентонитовой глины оно возрастает до 60— 63%, а из жетыбайской до 61—68%, что соответствует данным химического анализа глин.
Из этого следует, что солянокислотные растворы бифторида аммония полностью растворяют образцы глинистой породы.
Кроме того, в табл. 15 приведены данные растворения глинистой корки 4%-ным раствором плавиковой кислоты, приготовленным на основе технической воды (12,5 г концентрированной HF на 125 мл воды), которые показывают, что содержание SiO2 в фильтратах этого раствора после взаимодействия плавиковой кислоты с 1 г глинистой корки из бентонитовой глины составляет 58,70%.
Далее в этих исследованиях показано, что содержание ЗЮз в фильтратах 2- и 4 %-кого растворов плавиковой кислоты, приготовленных на основе 12 %-ной соляной кислоты, составляет 56,60% для первого раствора и 53,60%—для второго. Из приведенных данных видно, что химическая активность солянокислотных растворов бифторида аммония соответствует химической активности глинокислотного раствора, приготовленного из плавиковой кислоты.
Исследования показали, что растворение 1 г глинистой корки в 125 мл раствора бифторида аммония, приготовленного на водной основе, протекает медленно (23 ч) и сопровождается процессом набухания глин. Приготовленный же раствор бифторида аммония на основе 12- и 8 %-ной соляной кислоты, наоборот, сопровождается разрушением корки на мелкие частицы и растворением ее за 3 ч, т. е. почти в 8 раз быстрее, чем в водном растворе. В солянокислотных растворах бифторида аммония корка растворяется полнее, без набухания глин, при этом гель не образуется. На полноту растворения корки указывает содержание в фильтратах растворов SiO2 выше 60%.
В табл. 15, кроме того, приведены данные скорости растворения глинистой корки в солянокислотных растворах бафторида аммония с добавками ПАВ, которые показали, что добавки катапина А и ОП-7 к этим растворам уменьшают скорость растворения ее в 2 раза (6 ч).
Помимо изучения действий растворов бифторида аммония на растворимость глинистой корки, изучалось также влияние этих растворов на коррозию металла.
Коррозирующие способности растворов определялись действием 125мл 16- и 8%-ных растворов бифторида аммония на отшлифованную поверхность металлических пластинок из стали марки Ст. 3, поверхность пластинок изменялась от 0,00216 до 0,00225 м2.
и 8%-ные растворы бифторида аммония готовились для этих опытов на водной основе и на основе 12%-ной соляной кислоты.
Вначале определялись коррозирующие способности технической воды и растворов без добавок ПАВ, а затем с добавками ПАВ — катапина А и ОП-7.
Как известно, техническая вода без добавок ПАВ, контактируя с поверхностью пластинок, их сильно корродирует; пластинки покрываются довольно заметным бурым налетом. Действие на металлические пластинки 12%-ного раствора соляной кислоты без добавок бифторида аммония и ПАВ также вызывает значительную коррозию, причем потери металла в весе за 24 ч составляют 1,6%.
По данным потерь веса металла хорошо прослеживается динамика коррозирующего действия 12 %-ной соляной кислоты на металл в зависимости от добавок бифторида амммония и ПАВ. Добавка к ней 0,3% катапина А сильно снижает коррозию металла; потери его веса при этом уменьшаются очень резко, дохсдя до 0,03%, т. е. в 53 раза
Добавка бифторида аммония к 12 %-ной соляной кислоте без ПАВ также понижает ее коррозирующие способности. Так, добавка 16% бифторида аммония уменьшает коррозию металла по сравнению с действием кислоты на металл без добавок в 4 раза (потери металла за 24 ч составляют 0,41%), а добавка 8% —уменьшает коррозию металла в 16 раз (потери составляют 0,10%).
Таким образом, глинокислотные растворы или солянокислотные растворы бифторида аммония как бы в дополнение к основному ингибитору проявляют способность подавлять травильный эффект.
Для приготовления 1 т глинокислотного раствора с применением бифторида аммония рекомендуется вводить в раствор компоненты в следующих количествах: 12%-ной НС1 —916 кг, бифторида аммония — 80 кг, катапина А — 3 кг, ОП-7 — 1 кг.
Рабочую жидкость следует приготовлять строго в соответствии с
указанной ниже последовательностью внесения в раствор реагентов.
В небольшом объеме воды полностью растворяется 1 кг ОП-7, а затем добавляется 3 кг катапина А, причем температура воды должна быть не менее 25° С. Растворенные в воде полностью ОП-7 и каталин А наливаются в емкость, куда доливается, исходя из концентрации товарной соляной кислоты, необходимое по расчету количество воды, и раствор перемешивается.
' К приготовленному раствору ПАВ (ОП-7+катапин А) добавляется 80 кг бифторида аммония. Бифторид аммония так же, как и ПАВ, растворяется отдельно в небольших количествах взятого из емкости раствора ПАВ и лишь после полного растворения его раствор бифторида аммония наливается в общую емкость и также перемешивается. Затем добавляется необходимое по расчету количество ингибированной концентрированной соляной кислоты для получения НС1 12 %-ной концентрации и весь раствор снова тщательно перемешивается. В самом конце процесса приготовления глинокислотного раствора добавляется лимонная кислота.
Таким образом, глинокислотный раствор, представляющий собой 8%-ный раствор бифторида аммония, приготовленный на основе 12%-ной соляной кислоты, ингибированной БА-6 (В-2) с добавками катапина А, ОП-7 и нескольких килограммов лимонной кислоты, может быть использован для обработки пласта.
Общая формула глинокислотного раствора в предложенном варианте представляется в следующем виде: 12% НС1 + 0,3% катапина А+ + 0,1% ОП-7 +8% NH4F-HF+ от 2 до 5 кг лимонной кислоты (на весь объем рабочей жидкости).
ДОЗИРОВОЧНОЕ СООТНОШЕНИЕ КОМПОНЕНТОВРАБОЧЕЙ ЖИДКОСТИ
При расчете объема каждого из компонентов рабочей жидкости, составленной из смеси кислот и ПАВ, следует исходить из того, что объем всей рабочей жидкости, подлежащей вытеснению в пласт, определен общими задачами процесса его обработки заранее и является заданной величиной. Целесообразно при этом в расчете допустить следующие упрощения.
Так как удельный вес отдельных компонентов кислот и ПАВ, включаемых в состав рабочей жидкости, по величине незначительно отличается от единицы, то небольшие колебания в ту или другую сторону (от единицы) во внимание не принимаются.
Объем каждого из компонентов определяется в процентном содержании от установленного для процесса объема рабочей жидкости. При этом ПАВ рассчитываются из их концентрированного состояния, а кислоты — от процентного содержания их в водном растворе.
Обозначены: V — объем рабочей жидкости, подлежащей вытеснению в пласт, в м3; VCJ{ — объем водного раствора соляной кислоты в л3; ХСк—заданное содержание соляной кислоты в объеме V в долях единицы; Хс.х — содержание соляной кислоты в полученном растворе в долях единицы; Уц.ъ — объем водного раствора плавиковой кислоты в л3; Упк— заданное содержание плавиковой кислоты в объеме V в долях единицы; Уп.к—содержание плавиковой кислоты в полученном растворе в долях единицы; Клав — потребный объем катапина А в ж3; ^пав —заданное содержание в объеме V концентрированного катапина А в долях единицы; Упав — потребный объем ОП-7 в л/3; 2Пав — заданное содержание в объеме V концентрированного ОП-7 в долях единицы; Ул R — объем лимонной кислоты в ж3.
(VIII. 1)(VIII. 1)Расчетное уравнение для определения компонентов, входящих в состав рабочей жидкости, в общем виде для смеси кислот и ПАВ (соляной, плавиковой, лимонной кислот, каталина А и ОП-7) представляется уравнением
(VIII. 1)
(VIII. 1)
У = Ус. к + Уд. к + УПАВ + УПАВ 4- Ул. к •
Каждая из составляющих, входящих в уравнение (VIII, 1), определяется отдельно, при этом имеется в виду, что заданными,, кроме V, являются еще следующие величины: Хс.к, ^с.к, Уп.к/ Уп.к, ^пав, ^пав, Ул .к.Каждая из составляющих, входящих в уравнение (VIII, 1), определяется отдельно, при этом имеется в виду, что заданными,, кроме V, являются еще следующие величины: Хс.к, ^с.к, Уп.к/ Уп.к, ^пав, ^пав, Ул .к.Ус. кУс. кУп. к =Уп. к =™с.к^с. кУ^п.к™с.к^с. кУ^п.к(VIII.2)(VIII.2)(VIII.3)(VIII.3)
Каждая из составляющих, входящих в уравнение (VIII, 1), определяется отдельно, при этом имеется в виду, что заданными,, кроме V, являются еще следующие величины: Хс.к, ^с.к, Уп.к/ Уп.к, ^пав, ^пав, Ул .к.
Каждая из составляющих, входящих в уравнение (VIII, 1), определяется отдельно, при этом имеется в виду, что заданными,, кроме V, являются еще следующие величины: Хс.к, ^с.к, Уп.к/ Уп.к, ^пав, ^пав, Ул .к.
Ус. к
Ус. к
Уп. к =
Уп. к =
™с.к^с. к
У^п.к
™с.к^с. к
У^п.к
(VIII.2)
(VIII.2)
(VIII.3)
(VIII.3)
(VIII.4)‘ (VIII.5)(VIII.4)‘ (VIII.5)
(VIII.4)
‘ (VIII.5)
(VIII.4)
‘ (VIII.5)
Упав = У 2 пав ;
Упав = У^пав •
После определения каждого из компонентов рабочей жидкости и подстановки полученного результата в уравнение (VIII. 1) должно быть получено тождество.
ЖИДКОСТЬ-НОСИТЕЛЬ ТВЕРДОГОРАСКЛИНИВАЮЩЕГО АГЕНТА
Одна из важных функций рабочих жидкостей, широко используемых в процессах обработки пласта, заключается в транспортировании и размещении в трещине твердого расклинивающего агента из кварцевого песка или же приготовленного из различных высокопрочных зернистых материалов.
Несущими жидкостями для транспортирования твердого агента могут быть: чистая пресная вода, промысловая нефть, всевозможные жидкости в смеси с ПАВ на углеводородной основе, водные растворы ПАВ, смеси кислот и ПАВ и, наконец, нефтекислотные эмульсии.
Транспортирующая способность жидкости, используемой для передвижения твердого агента по стволу скважины и размещения его в трещине, определяется произведением вязкости несущей жидкости на ее скорость.
Во многих случаях для этих целей наиболее пригодны маловязкие жидкости. Они позволяют передавать без больших гидравлических потерь непосредственно на забой высокие давления, развиваемые насосными агрегатами на поверхности. Это обеспечивает разрыв пласта и образование в нем искусственных, равно как раскрытие и расширение естественных, микротрещин и повышает гидравлический к. п. д. подвижного состава механизмов, используемых в операциях по обработке -пласта. Но жидкостям-носителям твердого агента по условиям выполнения очень многих процессов должна быть обязательно свойственна высокая удерживающая способность, чтобы предупредить его оседание на забое и образование плотной пробки. Наконец, важным требованием к реологическим показателям транспортирующей жидкости является ее низкая фильтрующая способность.
Вместе с тем, определяя показатели жидкости-носителя твердого агента, необходимо прежде всего установить принципиально разные требования, предъявляемые к жидкостям, в процессах, осуществляемых
в различных геологических условиях, и в особенности в гранулярных или трещиноватых породах.
В гранулярных породах проницаемость стенок образовавшихся искусственных трещин не ниже проницаемости остальной продуктивной породы. Поэтому для равномерного размещения в трещине (или трещинах) всего транспортируемого расклинивающего агента необходимозначительно снизить фильтруемость в стенки трещины жидкости-носителя твердого агента и этим предупредить потери скорости его течения в самой трещине. В противном случае достигнуть равномерного размещения твердого агента в трещине из гранулярных пород трудно.
Фильтруемость транспортирующей жидкости для гранулярных пород снижается вводом в нее компонента, повышающего взвешивающую способность жидкости: асфальтита, ВЭЦ и др. [56].
Другие условия в трещиноватых породах. Эти породы для скоростей, которые создаются в процессах размещения твердого агента в трещине, практически (в массиве) слабо проницаемы даже для воды. Поэтому для них последнее требование имеет значительно меньшее значение.
При наличии минимальной гидравлической мощности насосных агрегатов на разведочных площадях (практически два-три агрегата 2АН-500 и ЦА-320) нужно полнее воспользоваться их гидравлической мощностью и выбрать в качестве транспортирующей жидкости, например в условиях Атовской площади, свою нефть. Этой нефти на площади имеется большой излишек. Для нее характерны: вязкость 3,71 ест при 20° С; большое содержание светлых фракций (сумма светлых 40%), низкий удельный вес (819 Г !см3), отсутствие асфальто-смолистых веществ, которые при выпадении могут засорить микротрещины.
Кроме указанных жидкостей, для транспортирования твердого агента в сложных зимних условиях Сибири, учитывая наличие в разрезе нижнекембрийских отложений мощных толщ каменной соли, можно еще использовать водные растворы сульфит-спиртовой барды, в которых растворяют каменную соль (на 1 л? водного раствора ССБ до 200—250 кг соли). Растворы ССБ, загущенные солью, получаются в широком диапазоне вязкости; они обладают резко выраженными структурными свойствами и высокой удерживающей способностью [44],
НЕФТЕКИСЛОТНЫЕ ЭМУЛЬСИИ
Для определенных пластовых условий в настоящее время получил некоторое распространение безреагентный метод ингибирования кислотного раствора и получения эмульсии, приготовленной из соляной кислоты. Готовится эмульсия на базе сырой нефти, керосина или дизельного топлива. Условно такая эмульсия называется — нефтекислотная эмульсия (НКЭ).
Составы гидрофобной эмульсии нефти и соляной кислоты в разное время разрабатывались с целью замедления реакции кислоты с карбонатной породой в большом диапазоне температур (до 125° С) п давлений (до 300 кГ{см^ и эффективного предупреждения коррозии металла на всем пути продвижения кислоты от устья скважины до эксплуатационного забоя.
В НКЭ дисперсионной средой является нефть или другая неполярная углеводородная жидкость.
В эмульсиях, в которых дисперсионной средой является нефть, стабилизация происходит естественными эмульгаторами: асфальтенами, смолами и парафинами, содержащимися во многих нефтях, добываемых в СССР.
В тех же случаях, когда дисперсионная среда не содержит природных эмульгаторов, их стабилизация осуществляется добавкой спе- 174
циальных эмульгаторов. Они адсорбируются на границе раздела фаз, придают устойчивость каплям гидрофильной жидкости, диспергируемо^ в гидрофобной среде, препятствуют их слиянию и таким образом обусловливают стабильность эмульсий.
Для приготовления эмульсий обычно используются эмульгаторы, растворимые в воде и органических жидкостях.
В качестве углеводородной компоненты НКЭ чаще всего используется осветительный керосин или дизельное топливо, которые более предпочтительны, чем сырая нефть, особенно если в составе нефти содержатся смолы или парафины и в особенности асфальтены.
Дисперсной фазой для НКЭ берется соляная кислота с концентрацией до 15%. В качестве веществ, способствующих образованию эмульсии— эмульгаторов, чаще всего используются мазут, нефтерастворимые ПАВ типа ОП-4, ДВ или какие-нибудь еще другие специальные эмульгаторы.
Важное значение из физических свойств НКЭ имеют вязкость и структурные свойства НКЭ, так как они, кроме выполнения прямых, указанных выше функций, обусловливают еще способность эмульсии транспортировать твердый агент. Эти показатели при разработке составов рабочих жидкостей характеризуют рабочее качество полученной эмульсии.
Химическая активность эмульсий зависит от их составов: соотношения гидрофобных и гидрофильных компонентов нефти и растворов кислоты, наличия ПАВ и других реагентов, присутствующих в эмульсии.
Для условий высоких температур и давлений с целью замедления реакции соляной кислоты с карбонатной породой, а также как высокоэффективное средство против коррозии металлов СевКавНИИ предложены термодинамически неустойчивые гидрофобные эмульсии с заранее установленными лабораторными исследованиями сроками их расслоения [101]. В таких составах эмульсий в качестве эмульгаторов используются первичные амины синтетических жирных кислот (Сп— С 20).
Вводом в НКЭ различного количества аминосоединений достигается регулирование сроков распада эмульсии.
Эмульсия при определенной композиции взятых для ее получения компонентов в так называемом периоде своей стабилизации не расслаивается, что позволяет до известной степени управлять сферой, охватываемой действием кислоты в пласте.
Заняв за этот период в пласте определенный объем, уже в следующем за этим периоде НКЭ самопроизвольно (без применения принудительных дополнительных средств) распадается на свои составные части, а освободившаяся от эмульсии кислота вступает в реакцию с породой и в соответствии с ее химической энергией определенную ее часть растворяет.
Таким образом, регулированием количества эмульгатора можно получить эмульсию с продолжительностью истощения соляной кислоты, определенной заранее.
Количественный состав компонентов, образующих НКЭ, со сроками стабильности 1; 2,5 и 4 < и соответственно рецептура таких эмульсий приводятся ниже.
60% — 13%-ной соляной кислоты; 39% нефти (керосина или дизельного топлива 4749—49) и 1% алкилоламидов;
70% — 15%-ной соляной кислоты; 29,5% нефти (керосина или дизельного топлива 4749—49) и 0,5% аминов;
60% — 15%-ной соляной кислоты; 39,5% нефти (керосина или дизельного топлива 4749—49) и 0,5% аминов.
Для лучшего перемешивания растворов необходимо производить
175
циркуляцию их до полного растворения эмульгаторов. После растворения эмульгаторов непосредственно производится приготовление НКЭ. Для этого агрегатами в одну и ту же линию подаются кислоты и нефть через штуцер d = 8—10 мм.
Готовая эмульсия отводится в заранее приготовленную емкость или лучше всего подается непосредственно к приему насосных агрегатов для нагнетания в скважину и вытеснения в пласт.
Создание высокоэффективных ингибиторов БА-6 (В-2), работоспособных в условиях высоких температур и давлений (100°С и 300 кГ1см2), действие которых распространяется на концентрированные кислоты (НС1 — 31%), в настоящее время позволяет значительно расширить ассортимент реагентов, используемых для приготовления рабочих жидкостей, отвечающих разнообразным пластовым условиям, встречающимся на разведочных площадях.
Так, при кислотных обработках пласта теперь во многих случаях уже нет необходимости применения безреагентных методов ингибирования соляной кислоты. НКЭ, использовавшиеся ранее в случаях высоких пластовых температур и давлений, вследствие низкого качества для этих условий промышленного ингибитора ПБ-5 теперь используется в других значительно более сложных технологических процессах. Кроме того, употребление НКЭ связано с преодолением очень больших технико-технологических трудностей, возникающих как при вводе в разведочных скважинах эмульсии в пласт, так и в особенности при обратном ее получении. В настоящее время применение НКЭ для кислотных обработок пласта уже не вызывается необходимостью; НКЭ в этих процессах используется лишь в таких редко встречающихся пластах, пределы температур и давлений в которых превышают ингибирующую способность вновь созданных ингибиторов.
Вместе с тем на практике для очень многих случаев, особенно в пластах с коллекторами нефти и газа трещинного типа, к рабочим жидкостям предъявляются важные требования, которым отвечают именно НКЭ. Их особые функции и назначения в этих процессах в настоящее время полностью выявились в экспериментальных исследованиях, и они подробно изложены в главе XI.
Для газовых скважин гидрофобизация поверхности порово-трещинной среды нефтекислотной эмульсией значительно ухудшает проводимость газовых пластов; к содержащимся в пласте фазам: воде (связанной, пластовой), природному газу, твердой поверхности породы— вводится новая дополнительная фаза — жидкие высокомолекулярные углеводороды, которые, крайне осложняя физико-химические явления на границах контактирующих между собой пластовых и рабочих жидкостей, снижают фазовую проницаемость пласта для газа.
Поэтому в газсодержащих коллекторах вместо нефтекислотных эмульсий применяют опять же эмульсию соляной кислоты, но приготовленную только на газоконденсатной основе. В некоторых районах такие эмульсии проходили опытную проверку и результаты их применения оказались обнадеживающими.
* *
*
Процессы обработки пласта, выполняемые на разведочных площадях, находящихся от нефтегазодобывающих центров иногда на расстоянии сотен и тысяч километров, связаны с применением кислот и других реагентов и строительством баз для приема и транспортировки значительных количеств всевозможных рабочих жидкостей, которые хранились бы в соответствующих емкостях разной вместительности. Наиболее приемлемыми для разведочных предприятий были бы, конечно, 176
емкости в кислотоупорном исполнении, изготовленные из резинотканевых материалов, которых, к сожалению, пока нет.
Разведочные предприятия не располагают кислотными складами с портативными легко транспортируемыми эстакадами для приема, хранения и розлива кислсг и других реагентов, специальным транспортом для перевозки кислотных растворов, имеющим внутри кислотоупорные покрытия, оборудованием в кислотоупорном исполнении для дозировки и перемешивания смеси и, наконец, специальными технологическими агрегатами для различных процессов обработки пласта.
Вместе с тем вряд ли было бы экономически оправдано создавать для разового употребления на отдаленной разведочной площади стационарное хозяйство, причем доставка этих средств на такие площади очень часто сопряжена с огромными трудностями. Поэтому на площадь завозят лишь самое необходимое, без чего осуществить процесс было бы вообще невозможно; при этом приходится неизменно проявлять особую заботу о сохранении оборудования, подвижного состава и емкостей от повреждений при хранении и перекачке кислотных смесей, а самое главное — предохранять от порчи и загрязнения сами реагенты.
Отсюда ясно, какое исключительное значение для развития методов обработки пласта на разведочных площадях имеют реагенты, которые в состоянии эффективно подавлять агрессивные действия кислоты против металла. В условиях Сибири и Крайнего Севера это особенно важно.
Следует подчеркнуть, что приготовление на разведочной площади растворов из соляной и плавиковой кислот требует принятия особых мер предосторожности.
На воздухе хлористый водород соединяется с влагой, содержащейся в атмосфере; пары этого соединения опасны для здоровья обслуживающего персонала; они раздражают дыхательные пути и могут вызвать отравление. Раствор соляной кислоты, попадая на кожу, вызывает ожоги. Большую опасность представляет концентрированная соляная кислота и особенно плавиковая.
При работах с этими кислотами необходимо надевать предохранительные очки, а также резиновые перчатки, фартук и сапоги; они защищают глаза, руки и ноги, а также предохраняют от проникновения кислоты через одежду.
12 Г. T Овнатанов
Глава IX
ЗЕРНИСТЫЕ МАТЕРИАЛЫДЛЯ ЗАКРЕПЛЕНИЯ ТРЕЩИН
Массовой проверкой на эксплуатационных скважинах и теоретическими исследованиями доказано, что искусственные трещины, образовавшиеся в процессе разрыва пласта, равно как и раскрывшиеся под высоким давлением естественные трещины, как правило, после снятия давления с устья частично, а иногда даже полностью теряют пропускную способность, достигнутую в процессе.
В коллекторах трещинного типа, в одних случаях, как, например, в скв. 4 на площади Чаладиди, потеря проводимости трещин происходит за несколько минут, а в скв. 4 Ново-Михайловской площади трещины теряют пропускную способность в течение 20 ч. Но вообще отмечено много случаев снижения проводимости трещин в течение более продолжительного времени. Тем не менее почти всегда, если в процессе ГРП трещина не была закреплена, ее проводимость за определенное время снижается.
Время, за которое трещина теряет свою пропускную способность, зависит от ее ориентации в массиве, призабойного напряжения, глубины залегания и физико-механических свойств продуктивной породы и пород, слагающих кровлю и подошву пласта, наконец, от пластового давления.
Для сохранения пропускной способности трещины необходимо ее расклинить каким-нибудь твердым агентом, обладающим высокой механической прочностью. Иначе говоря, для поддержания трещины в раскрытом состоянии в ней нужно создать опору, несущая способность которой отвечала бы существующему в окрестности эксплуатационного забоя напряжению горной породы, т. е. призабойному напряжению.
В качестве материала для формирования такой опоры в настоящее время повсеместно применяется чистый, окатанный кварцевый песок с величиной зерен от 0,5 до 1,2 мм. В промышленных работах преобладающей является фракция 0,5—0,8 мм.
Столь широкое распространение кварцевого песка обусловлено рядом его положительных свойств. Он не вступает в химическое взаимодействие со щелочью и соляной кислотой и имеет сравнительно невысокий удельный вес. Последнее облегчает выбор несущей рабочей жидкости для его транспортировки, так как песконосителем в процессах взаимодействия могут быть и очень вязкие жидкости, и такие, как вода и водные растворы ПАВ. Наконец, кварцевый песок во многих случаях удовлетворяет требованиям механической прочности и является дешевым материалом.
Вместе с тем на практике выявилось, что использование кварцевого песка, особенно в скважинах, пробуренных на глубокие горизонты и коллекторы трещинного типа, ограничено. Кроме того, было установлено, что эффективность ГРП существенно зависит от количества ис- 178
пользованного для закрепления трещины кварцевого песка. На многих промыслах после ГРП в ряде скважин всего 3—5 месяцев удерживается достигнутая при этом процессе высокая добыча нефти, после чего производительность скважин снова снижается.
В связи с этим и возникло предположение, что под влиянием горного давления зерна кварцевого песка на глубине с течением времени разрушаются, вследствие чего трещины постепенно смыкаются и теряют свою фильтрационную способность. Средний расход кварцевого песка на один процесс ГРП по нефтедобывающим районам Азербайджанской ССР с 1959 г. составил 14 т.
Для достижения высокой добычи нефти из скважин и удержания трещин в раскрытом состоянии на более длительные сроки в СССР, так же как и в США, бывают вынуждены увеличивать количество песка, которое в некоторых операциях доводят до 20—30 т.
В пермском бассейне на месторождении Спраберри (США) по многим скважинам расходуют до 50 т песка, а иногда количество его доводят даже до 140 т. В главе III было показано, что естественные трещины в пласте смыкаются главным образом в окрестности эксплуатационного забоя. Отсюда следует, что потребность в таких количествах песка обусловлена не столько большой протяженностью трещин, сколько необходимостью усиления несущей опоры путем уплотнения в трещине песка, т. е. увеличения числа зерен песка на 1 см2 поверхности трещины.
Таким образом, важным условием повышения несущей способности опоры служит наличие большой поверхности контакта между стенками трещины и зернами песка, которые непосредственно воспринимаю! призабойное напряжение q3. Такой контакт между поверхностью зерен может быть достигнут лишь большим количеством песка и соответствующей плотностью его упаковки в трещине. Но несущая способность не в меньшей степени зависит от механической прочности отдельных зерен, составляющих опору, и от их однородности.
В естественных микротрещинах в отличие от искусственных трещин, образующихся в поровых коллекторах, существуют совершенно особые условия для формирования несущей опоры и восприятия ею внешних усилий. Это является следствием того, что общая свободная емкость микротрещин несоизмеримо меньше емкости свободного пространства коллекторов порового типа.
Для всей мощности осинского горизонта (скв. 2, Атовская площадь, мощность 51 м) объем трещин в призабойной зоне радиусом 1 м составляет всего 0,04 л3, а объем всех трещин в разрезе среднедевонских отложений (скв. 4, Ново-Михайловская площадь, мощность 217 лг) меньше 1,4 л/3.
О ПРОЧНОСТИ КВАРЦА
Из работ А. Ф. Иоффе известно, что прочность реальных твердых тел, не только горных пород, но и однородных кристаллов, бывает значительно ниже, чем их прочность, вычисленная теоретически.
Самые высокопрочные материалы в реальных условиях сопротивляются разрушению в десятки раз меньше, чем теоретическая величина прочности, полученная путем определения энергии, необходимой для разрыва химических связей их атомов. Происходит это вследствие того, что кристаллические материалы не представляют собой совершенно правильно построенной кристаллической решетки.
u Упаковка атомов в решетке подчиняется законам пространственной симметрии. Поэтому атомы в них должны располагаться в четком порядке так, чтобы определенная группа атомов, образующих кристаллическую решетку, периодически повторялась в пространстве во всех
12* 179
трех измерениях. Высокая твердость, например алмаза, является проявлением прочности межатомных сил, связывающих атомы углерода в кристаллической решетке алмаза.
Но уже в процессе образования кристалла присущая ему идеальная упаковка атомов нарушается различными дефектами. Кристалл может состоять из разно ориентированных блоков; правильные ряды атомов не всегда точно между собой сочленяются (дислокация). Между атомами основной решетки могут вклиниться посторонние атомы. Часть пространства, в котором должны были разместиться основные атомы, остается вакантной. На поверхности кристалла возможно появление субмикроскопических трещин. Наконец, в кристалле могут быть микровключения инородных веществ.
В реальной структуре кристаллов присутствует совокупность перечисленных выше видов дефектов или некоторые из них. Присутствие таких дефектов меняет отдельные свойства кристаллов. Вполне естественно поэтому, что прочность любого кристаллического материала определяется наличием в его кристаллической решетке именно этих дефектов.
Чистый кварцевый песок состоит более 99% из минерала кварца, который может при одноосном сжатии в стесненных условиях выдержать значительные усилия (до 10 тыс. кГ/см2). Он очень жизнеспособен и хорошо противостоял в многомиллионной истории своего существования внешним разрушительным силам: выветриванию, метаморфизму и др. Но каждый из этих процессов оставлял на кристаллической решетке минерала свой след, расслаблявший его прочность.
Кварцевый песок теряет прочность, очевидно, вследствие существующих неоднородностей и слабых мест в структуре зерна, наличия в кристалле микротрещин и главным образом вследствие присутствия в его составе (даже самого незначительного количества) всевозможных примесей.
Вырабатывающийся на бакинском карьере кварцевый песок содержит в своем составе значительное количество посторонних примесей. Прочностные показатели этого песка многим требованиям не отвечают, поэтому в практике производства обработки пласта он находит применение лишь в неглубоких скважинах и для кольматирования в слабо сцементированные породы в пластах, в которых из-за обильного выноса песка при эксплуатации оседает кровля.
Почти на всех нефтегазопромыслах и разведочных предприятиях Советского Союза употребляется в настоящее время кварцевый песок из волгоградского карьера. В своем составе он имеет до 95% кварца, хорошо отсеивается на узкие фракции и, как это следует из лабораторных исследований, вполне отвечает многим требованиям процессов обработки пласта.
Но с бурением глубоких и сверхглубоких скважин, особенно на горизонты с трещинным типом коллектора, вероятность разрушения кварцевого песка как материала, используемого для расклинивания трещин, значительно возрастает.
Это послужило основанием для постановки в течение ряда лет лабораторных исследований прочности кварцевого песка и изыскания новых зернистых материалов для закрепления трещин в глубоко залегающих горизонтах и пластах с трещинным типом коллектора.
ЛАБОРАТОРНЫЕ ИСПЫТАНИЯ СТЕКЛОШАРИКОВ,КВАРЦЕВОГО ПЕСКА И ЗЕРЕН ЭЛЕКТРОКОРУНДА
В ранее проведенных лабораторных исследованиях проницаемости волгоградского, львовского и белекского песков, подвергающихся сжатию, максимальное давление в опытах доводилось лишь до 400 кГ/см2 180
[67]. В последующем были выполнены опыты на прессах (стеклошарики), а также на специально разработанной аппаратуре для испытаний прочности сыпучих сред под давлением до 1000 кГ/см2 [38].
ИСПЫТАНИЕ СТЕКЛОШАРИКОВ НА ПРЕССАХ
В специальной паре (пуансон-матрица) под прессом (рис. 30) разрушались зерна твердого агента, взятого для испытания: кварцевый песок и стеклошарики. Матрицы заполнялись стеклошариками или зернами кварцевого песка в один, два или несколько слоев.
Рис. 30. Испытание сдав- ливанием частицы твердого агента в паре (пуансон-матрица) на прессах.1 — пуансон; 2 — матрица; 3 — стальные пластинки; 4 — испытуемый материал (кварцевый песок, стеклошарики).Рис. 30. Испытание сдав- ливанием частицы твердого агента в паре (пуансон-матрица) на прессах.1 — пуансон; 2 — матрица; 3 — стальные пластинки; 4 — испытуемый материал (кварцевый песок, стеклошарики).Рис. 31. Сравнительные данные, полученные при раздавливании зерен кварцевого песка и стеклошариков в зависимости от числа слоев (римские цифры на кривых обозначают количество слоев).Рис. 31. Сравнительные данные, полученные при раздавливании зерен кварцевого песка и стеклошариков в зависимости от числа слоев (римские цифры на кривых обозначают количество слоев).1 — песок, 2 — стеклошарики.1 — песок, 2 — стеклошарики.
Рис. 30. Испытание сдав- ливанием частицы твердого агента в паре (пуансон-матрица) на прессах.
1 — пуансон; 2 — матрица; 3 — стальные пластинки; 4 — испытуемый материал (кварцевый песок, стеклошарики).
Рис. 30. Испытание сдав- ливанием частицы твердого агента в паре (пуансон-матрица) на прессах.
1 — пуансон; 2 — матрица; 3 — стальные пластинки; 4 — испытуемый материал (кварцевый песок, стеклошарики).
Рис. 31. Сравнительные данные, полученные при раздавливании зерен кварцевого песка и стеклошариков в зависимости от числа слоев (римские цифры на кривых обозначают количество слоев).
Рис. 31. Сравнительные данные, полученные при раздавливании зерен кварцевого песка и стеклошариков в зависимости от числа слоев (римские цифры на кривых обозначают количество слоев).
1 — песок, 2 — стеклошарики.
1 — песок, 2 — стеклошарики.
При испытании, как и следовало ожидать, с увеличением числа слоев зернистого материала, располагавшегося на дне матрицы, процент разрушенных частиц уменьшался. Было установлено, что этот рост ограничивается определенным пределом числа слоев, после достижения которого сопротивление гранул разрушению не повышается.
На рис. 31 графически изображены в процентах сравнительные данные, полученные при раздавливании зерен кварцевого песка и стеклошариков в паре (пуансон-матрица) в зависимости от давления и числа слоев. Приведенное выше заключение хорошо иллюстрируется этими данными, из которых видно, что, во-первых, при одном и том же материале, но в одном случае использованном в виде песка-сырца (кварцевого песка), в другом — в виде стеклошариков, изготовленных из того же сырья, но без дополнительной обработки, сопротивление на сдавливание оказалось разным и, во-вторых, только придание частицам твердого агента из кварцевого песка шаровой формы повышает их сопротивление сдавливанию при одно- и многослойном расположении на 15—20%.
При шаровой форме частиц, очевидно, более равномерно распределяется нагрузка по всей контактной поверхности зернистого материала, а приложенное усилие воспринимается одновременно всеми частицами, поэтому разрушаться материал по одному зерну уже не может.
ИСПЫТАНИЕ КВАРЦЕВОГО ПЕСКА И КОРУНДА
За показатель механической прочности кварцевого песка и корунда принимали весовое содержание основных фракций исследуемых материалов, сохранившихся после их испытания давлением сжатия. Весовое содержание определяли путем отсеивания на ситах.
Были исследованы три фракции песков, применяемых при ГРП *: 2,0—1,2 мм песка Балаханского карьера (г. Баку); 1,2—0,7 и 0,7— 0,4 мм песка Волгоградского карьера, и два образца электрокорундов (шлифзерно) Тихвинского глиноземного завода: белого — ЭБ-50 и хромистого— ЭХ-50 (г. Бокситогорск) [38].
Песок морской из Балаханского карьера (N2) содержит около 65% кварца, около 30% обломков мелкозернистого известняка и около 5% зерен полевых шпатов. В исследованном образце преобладают частицы 1,6—1,0 мм — 76%; содержание частиц >1,6 мм—13%, 1,0— 0,63 мм — 8 % и <0,63 мм — 3 %.
Песок волгоградский речной, четвертичный (Q4). Фракция 1,2— 0,7 мм состоит из кварца около 85% и обломков кварцевых пород около 15%; в образце содержится частиц 1,0—0,63 мм — 68%; >\ мм— 26% и <0,63 мм — 6%.
Фракция 0,7—0,4 мм содержит около 95% кварца, 3% обломков кварцевых пород, около 2% кварцевого песчаника. В этой фракции преобладают частицы двух смежных фракций (0,63—0,40 и 0,40— 0,315 мм) в количестве 78%; частиц >0,63 мм— 13%, <0,315 мм — 9%, в том числе <0,05 мм — 1,8%.
Корунд ЭБ-50 содержит частиц >0,4 мм — 99,7%; 0,4—0,25 мм — 0,3%; корунд ЭХ-50 содержит частиц >0,4 мм — 92,2%, и 0,4— 0,25 мм — 7,8 %.
Паспортные данные корундов приводятся в табл. 16.
Таблица 16
Содержание фракций
Наименование
Размер, мм
Содержание, % вес
ЭБ 5 0
ЭХ-50
Предельная . . .
0,80
0,15
0,3
Крупная
0,80-0,63
8,20
11,3
Основная .. •
0,63-0,50
64,70
60,8
Комплексная
0,50-0,32
26,25
26,4
Мелкая
0,32
0,70
1,2
Механическая прочность по ГОСТ 3647—47 ЭБ-50 —87,4%, ЭХ-50 —86,4%.
Под механической прочностью по ГОСТ понимается весовое количество зерен (%) в основной фракции испытуемого зерна, сохранивших свои размеры после действия давления в 250 кПсм\ Испытание производится в стальной пресс-форме диаметром 20 мм с навеской в 5 г.
Химический состав. Содержание А12О3— не менее 98—99% (в корунде ЭБ-50) и 97% (в корунде ЭХ-50); примеси — Fe2O3; SiO2; Na2O и, кроме того, в ЭХ-50 — Сг2О3; содержание магнитных материалов — не более 0,33%.
Схема аппарата для испытания сыпучих сред на прочность под давлением, использованного в опытах, показана на рис. 32. Силовым приводом аппарата является автомобильный домкрат ГАЗ-51 2 с плун-
Фракции отсеяны на промышленных ситах.
жером 3 диаметром 35,2 мм, источником давления — ручной пресс 14. рабочей средой — масло вязкостью 10—15 спз. Созданное ручным прессом давление измеряется манометром 11 с пределом измерения до 1000 кГ/см2. Масло поступает в пресс из емкости 12. Двухвентильный манифольд 13 служит для заполнения пресса маслом и изоляции домкрата от пресса при заполнении последнего. Домкрат помещен на основание станины 1. Между верхней траверсой 10 станины и домкра-
Рис. 32. Аппарат для жлытаиия прочности сыпучих сред под давлением.Рис. 32. Аппарат для жлытаиия прочности сыпучих сред под давлением.1 — основание станины; 2 — автомобильный домкрат ГАЗ-51; 3 —плунжер домкрата; 4 — выдвижная пята плунжера домкрата; 5— стальной сосуд для пробы; 6— перфорированный диск; 7 — плунжер сосуда; 8 — резиновое кольцо; 9 — крышка; 10 — траверса станины; 11 — манометр; 12 — емкость масла; 13 — двухвентильный манифольд; 14 — пресс.
Рис. 32. Аппарат для жлытаиия прочности сыпучих сред под давлением.
Рис. 32. Аппарат для жлытаиия прочности сыпучих сред под давлением.
том помещен толстостенный стальной сосуд 5 для пробы внутренним диаметром 30 мм с плунжером 7. Плунжер упирается в траверсу 10, основание цилиндра покоится на выдвижной пяте 4 плунжера домкрата.
Плунжер 7 сосуда имеет осевое отверстие и штуцер, через которые сосуд может быть вакуумирован и заполнен керосином. Для герметизации полости цилиндра служит крышка 9 с уплотнением в виде резинового кольца 8.
При проведении опыта давление в поровом пространстве песка равно атмосферному. Давление, развиваемое ручным прессом, вследствие различия диаметров плунжеров сосуда (PJ и домкрата (£>2) увеличивается в отношении
= —= 1,376.2)2 (30,0)2
При давлении по манометру выше 350—400 кГ/смг наблюдалась незначительная утечка масла (не более 3 см?/ч^, легко компенсируемая ручным прессом.
Опыты были выполнены при атмосферном давлении в поровом пространстве. В матрицу помещали исследуемый образец весом 30 г, выравнивали его поверхность и помещали на нее кружок тонкоячеистой сетки и перфорированный диск. Штанген-глубиномером с ценой деления 0,05 мм измеряли высоту образца, составляющую в среднем 20 мм для песков и 16 мм для корундов. Вставляли плунжер, плотно завинчивали крышку, вакуумировали образец, насыщали керосином его поровое пространство и затем соединяли с атмосферой. Поднимали давление на образец до 5 кГ/слР. Это давление выдерживали в течение 15—
20 мин до стабилизации уплотнения образца, о чем судили по прекращению деформации, измерявшейся с точностью до 0,01 мм индикатором часового типа 7. Затем поднимали давление со скоростью 10—20 кГ[смг в минуту до заданного конечного давления, составлявшего 668 кГ/см2 для кварцевых песков и 1030 кГ/см2 для корундов. По достижении стабилизации уплотнения образец выдерживали при конечном давлении в течение 1 ч. После этого снимали давление и песок выгружали в стеклянный бокс, принимая меры к предотвращению потерь. Отмывали керосин петролейным эфиром, высушивали образец до постоянного веса, просеивали на ротапе через сита с отверстиями диаметром 2,5; 1,6; 1,0; 0,63; 0,40; 0,315; 0,25; 0,16; 0,10; 0,063; 0,05 мм и определяли весовые доли выделенных фракций.
Фракции песков были исследованы при давлениях 137,6; 275,2; 412,8; 550,4 и 668 кГ/см1; фракции корундов — при этих же давлениях и дополнительно при давлении 805^6 и 1030 кГ/см2. Погрешность вследствие трения плунжеров в величине измеренного давления составляла не более 5 % •
Все опыты были выполнены по два раза. Расхождения в весовом содержании одноименных фракций, полученные в двух параллельных опытах, составили не свыше 2% в 76,8% случаев для песков и 83,5% случаев для корундов. Это позволило усреднить гранулометрический состав образцов после действия на них давления с точностью до 1% (от веса фракций) и в отдельных случаях отбрасывать сомнительные данные.
Внешнее давление в 668 кГ/см2 при атмосферном давлении в поровом пространстве можно считать эквивалентным горному давлению, отвечающему глубинам залегания до 4500 м. Примем, что градиент геостатического давления составляет 0,23 кГ/см2-м, пластовое давление равно гидростатическому, а степень уравновешенности горного давления пластовым равна 0,85.
Повышение давления вызывает значительные изменения размеров частиц. Содержание наиболее крупных частиц, преобладающих в исследованных фракциях, с ростом давления понижается, особенно в области давления ниже 150 кГ/см2. При давлении 668 кГ/см2 сохраняется значительное количество этих частиц (до 40—50% от начального содержания). Процесс укрупнения приводит к возрастанию содержания частий размером <0,25 мм в количестве, примерно пропорциональном давлению, и к заметному увеличению количества частиц размером 0,05 мм: до 10,5% во фракции 2,0—1,2 мм балаханского и 4% во фракциях 1,2—0,7 и 0,7—0,4 мм волгоградского песка. Содержание частиц промежуточных размеров (например, 1,0—0,63 мм во фракции 2,0— 1,2 мм балаханского и 0,63—0,4 мм во фракции 1,2—0,7 мм волгоградского песка) возрастает в области низких давлений, а затем становится относительно стабильным. Установленные изменения в общем согласуются с выводами Е. М. Сергеева [92].
Для корундов, в отличие от песков, характерно отсутствие заметного разрушения частиц при давлении до 200—250 кПсм2. Частицы размером <0,05 мм даже при давлении до 1030 кГ [см2 образуются в корундах в очень небольшом количестве — менее 1 %.
В табл. 17 приведены величины квартильных и медианного диаметров зерен песков и корундов.
По отношению к квартильным диаметрам наиболее отсортированной средой в исходном состоянии является фракция 2,0—1,2 мм балаханского песка, наименее отсортированной фракция 0,7—0,4 мм волгоградского песка. Действие давления значительно ухудшает отсорти- рованность песков, причем тем больше, чем больше размер зерен исследуемой фракции. Отношение квартильных диаметров при давлении 668 кГ]см2 у фракции 2,0—1,2 балаханского песка уменьшается на 184
Образец
Давление, кГ/см*
Дц мм
Дц, мм
Дш,
ММ
Д^Ш
АДМ
—- 100% ДМо
(—)
X 100%
Балаханский песок,
0,0
1,08
1,26
0,48
0,94
0,0
0,0
фракция 2,0—1,2 мм
137,6
0,86
1,20
1,44 .
0,60
4,8
36,2
275,2
0,66
1,13
1,40
0,47
10,5
50,0
412,8
0,49
1,05
1,35
0,06
16,7
62,0
550,8
0,38
0,96
1,30
0,29
23,8
69,2
668,0
0,27
0,84
1,25
0,22
33,2
76,5
Волгоградский песок,
0,0
0,72
0,86
1,01
0,72
0,0
о,о
фракция 1,2—0,7 мм
137,6
0,47
0,72
0,94
0,50
16,2
30,6
275,4
0,40
0,66
0,92
0,44
23,2
38,8
412,8
0,36
0,61
0,89
0,41
29,0
43,0
550,4
0,33
0,56
0,86
0,38
34,8
47,0
668,0
0,78
0,52
0,82
0,34
39,5
52,8
Волгоградский песок,
0,0
0,38
0,43
0,56
0,68
0,0
0,0
фракция 0,7—0,4 мм
137,6
0,32
0,40
0,53
0,61
7,0
10,3
275,2
0,28
0,57
0,49
0,57
14,0
16,2
412,8
0,25
0,35
0,47
0,53
18,6
22,0
550,4
0,23
0,34
0,45
0,51
20,9
25,0
668,8
0,21
0,33
0,43
0,49
23,2
28,0
Электрокорунд ЭБ-50
0,0
0,45
0,51
0,56
0,83
о.о
0,0
668,0
0,40
0,47
0,54
0,74
8,0
9,7
1030,0
0,35
0,46
0,54
0,65
9,8
21,7
Примечание. Д1 — первый квартильный диаметр; Дм — медианный диаметр; Дщ — третий квартильный диаметр; Д — изменение величины относительно ее значения при нулевом давлении (индекс 0).
76,5%, а у фракции 0,7—0,4 мм волгоградского песка — на 28% от начального значения. Для корунда это отношение при том же давлении уменьшается на 9,7%.
В качестве характерного показания было выбрано содержание частиц размером >0,4 мм (табл. 18), поскольку средний размер частиц в исследованных корундах 0,5 мм.
Из табл. 18 видно, что для песков, разрушающихся в значительно болыпецхтепени, чем корунды, стойкость оказывается тем большей, чем крупнее зерна преобладающих фракций. При сравнении с корундами фракции 0,7—0,4 мм волгоградского песка, как наиболее близкой по размерам, было установлено, что при давлении 250—750 кГ/см2 в ней сохраняется в 2,4 раза меньше частиц размером >0,4 мм, чем в корундах.
Действие избыточного внешнего давления на пески в пределах, соответствующих глубинам до 4500 м, приводит к значительным изменениям их гранулометрического состава, вплоть до образования в заметном количестве частиц размером <0,05 мм. В случае разрушения в нейтральной среде (керосин) в кварцевых песках при указанных условиях сохраняется 40—50% крупных частиц, преобладающих в исходном материале.
Поведение корундов отличается тем, что при давлении до 200— 250 кГ/см2 заметных изменений в их гранулометрическом составе не происходит. При давлении до 1030 кГ)см2 гранулометрический состав корундов изменяется в меньшей степени, чем песков.
Содержание фракции 0,4 мм в % при различном давлении в кГ/см2.
Образец
Дм, мм
абсолютное
относительное
0
250
500
750
1000
0
250
500
750
1000
Корунд ЭХ-50
0,51
93,5
91,0
82,5
74,0
70,0
100
57,4
88,3
79,0
75,9
»ЭБ-50
0,51
103,0
95,5
85,5
75,5
69,5
100
95,5
85,0
75,5
69,5
Балаханский песок: фракция 2,0—1,2 л<ле
1,26
97,5
84,0
74,5
68,0
100
86,1
76,5
69,6
Волгоградский песок: фракция 1,2—0,7 мм
0,86
98,0
75,5
65,5
60,5
100
77,1
66,9
61,8
фракция 0,7—0,4 мм
0,43
56,0
39,0
34,5
31,0
—
100
68,6
61,6
55,4
—
ВЛИЯНИЕ ВЫСОТЫ СЛОЯ ИССЛЕДУЕМОЙ СРЕДЫ
При изменении высоты слоя образца от 24 (средняя высота слоя в опытах) до 19,3; 12,8; 6,3 мм в специально поставленных опытах с фракцией 0,7—0,4 мм волгоградского песка заметных изменений состава песков не установлено. Расхождения в результатах определения содержания одноименных фракций в образцах с различной высотой при одинаковых давлениях незначительны и не обнаруживают какой- либо закономерности. Это относится и к корундам.
ИЗМЕНЕНИЯ ДИАМЕТРА ЗЕРНА
Данные об изменении диаметра зерна, полученные при обработке диаграмм распределения (рис. 33, 34), позволяют судить о степени однородности исследованных сред, а также о влиянии давления.
Рис. 33. Распределение состава промышленных фракций 2,0—1,2 мм балахан- окого песка по диаметру зерен при оаз- личных давлениях.
/ — О кГ/см2; 2—137,6 кГ/см2; 5 — 275,2 кГ/см2;
4 — 412,8 кГ/см2; 5 — 350А кГ/см2;
6 — 668,0 кГ/см2.
Рис. 34. Распределение состава промышленной фракции 2,0—1,2 мм волгоградского песка по диаметру зерен при различных давлениях.
7—0 кГ/см2\ 2—127,6 кГ/см2, 3 — 275,2 кГ/см2;
4 — 412,8 кГ/см2; 5 — 5Э6А кГ/см ;
6 — 688,0 кГ/см2.
При равных изменениях давления от 0 до 668 кГ/см2 исследованные среды характеризуются следующим:
медианный диаметр изменяется больше всего для фракции 1,2— 0,7 мм волгоградского песка — 39,5% от начального Дм = 0,86 мм и фракции 2,0—1,2 мм балаханского песка — 33% от начального Дм=1,26 мм. Изменение медианного диаметра фракции 0,7—0,4 мм волгоградского песка составило 23% (начальный диаметр 0,43 мм). Наиболее сохраняется медианный диаметр корундов; изменение составляет всего 9% (начальный диаметр 0,51 мм);
по отношению квартильных диаметров (Дт—Дщ) наиболее отсортированной средой в исходном состоянии является фракция
/Д,\
2,0—1,2 мм балаханского песка 1=0,94. I; наименее отсортирован
/
/Д1
ной —фракция 0,7—0,4 мм волгоградского песка I д^=0,68
действие давления приводит к ухудшению отсортированности среды. В наибольшей степени сохраняется отсортированность корунда, для которого изменение отношения квартильных диаметров составляет всего 9,7% (до р = 668,0 кГ)см2). Наибольшее изменение отсортированности установлено для фракции 2,0—1,2 мм балаханского песка (76,5%);
— для фракций песков характерно увеличение относительного изменения отношения квартильных диаметров при изменении давления с ростом размера зерен.
ИЗМЕНЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ФРАКЦИЙ <0,4 ммВ ЗАВИСИМОСТИ ОТ ДАВЛЕНИЯ
Изменение содержания фракций <0,4 мм при давлении 250, 500 и 750 кГ)см2 приводится в табл. 19.
Таблица 19
Образец
Чо
Давление, кГ[смг
250
500
750
^260
^250—Уа
ЧбОО
Qsoo—Чо
^750
УтбО^^О
Фракция 2,0—1,2 мм балаханского песка
2,5
16
13,5
25,5
23,0
34,0
31,5
Фракция 1,2—0,7 мм волгоградского песка
2,0
24,5
22,5
34,5
32,5
39,5
37,5
Фракция 0,7—0,4 мм волгоградского песка
44
61,0
17,0
66,5
22,5
69,0
25,0
Корунд ЭБ-50
0
4,5
4,5
15,0
15,0
24,5
24,5
Корунд ЭХ-50
6,5
9
2,5
17,5
11,0
26,0
19,5
Примечание. 90 — содержание фракций <0,4 мм в %; индексы 0; 250; 500; 750 — давление; для песков величины д-ъв найдены экстраполированием.
При давлении до 750 кГ/см2 наибольшее изменение содержания фракций <0,4 мм установлено для фракции 1,2—0,7 мм волгоградского песка, наименьшее — для корунда ЭХ-50. При давлении 250 кПсм2 корунды почти не разрушаются, в песках содержание фракций <0,4 мм увеличивается на 13,5—22,5%.
Полученные данные показывают, что изменение размеров крупнозернистых частиц песков под действием давления не очень велико.
СОПОСТАВЛЕНИЕ ИЗМЕНЕНИЙ ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКОГО СОСТАВАКОРУНДОВ И ФРАКЦИЙ 0,7-0,4 мм ВОЛГОГРАДСКОГО ПЕСКА
Судя по составу и медианному диаметру зерен, эти среды в исходном состоянии более или менее изомерны, т. е. состоят из зерен, близких по размерам. Сопоставление содержания фракций >0,4 мм в этих, средах при различных давлениях приведено в табл. 20.
Таблица 20
Давление, кГ!см^
Содержание фракции >0,4 мм, %
at
ЭХ-50
ЭБ-50
фракция 0,7—0,4 мм волгоградского песка
ЭХ-50
ЭБ-50'
9;
Ki
qi
Ki
qi
К(
0
94
100
100
100
55,5
100
1,7
1,8
250
91
96,8
95,5
95,5
38,5
68,2
2,4
2,5
500
82,5
87,5
85,0
85,0
33,0
59,5
2,5
2,6
750
74,0
78,6
75,5
75,5
31
56,0
2,4
2,5
1000
70
74,5
69,5
69,5
—
—
—
—
Примечание. ^ — содержание фракции >0,4 мм в %; q0 — содержание фракции <0,4 мм в У;
исходном материале; К —Ю0%; а. — отношение величин q, для корунда и данной фракции песка.
Значения отношения весового содержания частиц >0,4 мм после испытания к начальному содержанию этих частиц для корундов в 1,3— 1,4 раза больше, чем для фракции песка 0,7—0,4 мм. Более показательна величина а$— из таблицы следует, что начальное содержание частиц >0,4 мм в корундах в 1,7—1,8 раза больше, чем в изомерной фракции песка, а после действия давления от 250 до 750 кГ[см2— в 2,4—2,6 раза.
ИССЛЕДОВАНИЕ СМЕСЕЙ ПЕСКА И КОРУНДА
Исследование смесей корундов и фракции 0,7—0,4 мм волгоградского песка подтвердило данные прочности корундов. Кривые содержа
Рис. 35. Корунд белый до испытания (давление 688 кГ/см2).Рис. 35. Корунд белый до испытания (давление 688 кГ/см2).ния фракций <0,25 мм и <0,4 мм при давлении до 668 кГ)см2 для чистых сред и смесей с песком в отношении 3:1, 1:1 и 1 : 3 составлены на основании таблиц гранулометрического состава. Оказалось, что уже при содержании корунда 25% содержание фракций <0,4 мм в смеси после действия давления уменьшается примерно в 2 раза. Таким образом, влияние содержа-
Рис. 35. Корунд белый до испытания (давление 688 кГ/см2).
Рис. 35. Корунд белый до испытания (давление 688 кГ/см2).
ния корунда в смеси, по-ви- димому, достигает максимума в области малых кон
центраций.
В результате сравнительного исследования кварцевого песка и корунда можно прийти к следующему.
Прочность электрокорундов № 50 (средний диаметр зерна 500 мк)„ характеризующихся содержанием основной фракции после действия
давления, превосходит прочность изомерного волгоградского песка (фракция 0,7—0,4 лш) в среднем в 2,5 раза в области давлений от 250 до 750 кГ{см2.
Изомерные смеси корундов с песком прочнее песка примерно
в 2 раза уже при 25%-ном содержании корунда.
Крупнозернистые фракции песков балаханского и волгоградского карьеров под давлением сохраняют значительное количество фракций >0,4 и 0,63 мм.
На рис. 35, 36, 37, 38 показаны фотографии кварцевого песка волгоградского карьера и электрокорунда белого до и после их испытания.
Исследование совместимо
сти кварцевого песка и шлиф- зерна электрокорунда, взятого в смеси 3:1, показывает, что ■приготовленный из этих материалов твердый агент для закрепления трещин имеет по сравнению с чистым кварцевым песком удвоенную прочность.
Следовательно, для значительного упрочнения кварцевого песка оказывается достаточной добавка в смесь 25% шлифзерна электрокорунда.
Исследовался также экономический результат применения корунда. Расчеты показывают [66], что, несмотря на высокую стоимость корунда по сравнению со стоимостью кварцевого песка (190 руб.— 1 т корунда, 10 руб.— 1 т кварцевого песка) с учетом объемов применения и его прочностных показателей общая стоимость одного процесса ГРП без учета длительности результата в среднем увеличивается всего на 6% (860 руб. вместо 800 руб.).
Для закрепления трещин в процессах обработки пласта в трещиноватых карбонатных породах нормальный электрокорунд, используемый в смеси
Рис. 36. Корунд белый после разрушения (давление 688 кГ/см^уРис. 36. Корунд белый после разрушения (давление 688 кГ/см^уРис. 37. Волгоградский кварцевый песок фракции 0,7—0,4 мм до испытания.Рис. 37. Волгоградский кварцевый песок фракции 0,7—0,4 мм до испытания.Рис. 38. Волгоградский кварцевый песок фракции 0,7—0,4 мм после испытания.Рис. 38. Волгоградский кварцевый песок фракции 0,7—0,4 мм после испытания.с кварцевым песком, должен иметь следующую характеристику.
Рис. 36. Корунд белый после разрушения (давление 688 кГ/см^у
Рис. 36. Корунд белый после разрушения (давление 688 кГ/см^у
Рис. 37. Волгоградский кварцевый песок фракции 0,7—0,4 мм до испытания.
Рис. 37. Волгоградский кварцевый песок фракции 0,7—0,4 мм до испытания.
Рис. 38. Волгоградский кварцевый песок фракции 0,7—0,4 мм после испытания.
Рис. 38. Волгоградский кварцевый песок фракции 0,7—0,4 мм после испытания.
Гранулы из электрокорунда или нормального корунда должны быть кислотоупорными и чистыми, т. е. свободными от посторонних примесей и пыли. Желательно полное отсутствие в материале зерна соединений железа, кальция и магния. Содержание механических при-
месей. растворимых в соляной кислоте, не должно превышать 0,2%.
Зернистый материал по размеру гранул больших колебаний в одну и другую сторону иметь не должен. Он в своем составе должен содержать 95% заданного размера зерен, т. е. быть приготовлен из зерен узкой фракции.
Гранулы зернистого материала для закрепления трещин должны иметь изометрическую, окатанную форму зерен. Зерна для закрепления должны быть высокопрочными (по вдавливанию не менее 2200 кПмм^, но одновременно, по возможности, предельно вязкими. Последнее требование имеет особо важное значение, так как вместо вдавливания зерен в породу при их достаточной вязкости в породе произойдет наклеп зерна; от этого условия закрепления трещин только улучшатся.
§ 3. ДРУГИЕ ЗЕРНИСТЫЕ МАТЕРИАЛЫ
Помимо использования для закрепления трещин стеклошариков и зерен из искусственно приготовленного корунда, в этих целях в ряде случаев успешно применяются еще деформируемые шарики, приготовленные из ковкого алюминия, а также гранулированная скорлупа грецких орехов, обладающие достаточной сопротивляемостью разрушению при высоком горном давлении в твердых породах и вдавливанию в мягких породах.
Вместо кварцевого песка в ряде районов США затрачивалось на один процесс от 60 до 360 кг алюминиевых шариков. На месторождениях Уолтерс в Оклахоме дебит скважин при совместном использовании кварцевого песка и алюминиевых шариков повысился на 225%, а при использовании только одного кварцевого песка — на 150%. Аналогичные результаты были получены и на месторождении Йеллоустон в Западном Техасе: суточный дебит скважин увеличился от 1430 до 22 000 л/сутки, в то время как в процессах, в которых использовался только один кварцевый песок, дебит повышался лишь до 17 000 л[ сутки.
Характерным для применения алюминиевых шариков является длительно удерживаемый на достигнутом уровне дебит скважин, полученный в процессе ГРП.
На месторождении Пембина (штат Альберта) через пять месяцев после ГРП дебит нефти в скважине составлял 4560 л/сутки; в случаях же применения только кварцевого песка более 800 л/сутки нефти из скважины не получали.
На лабораторной установке изучалось (144] влияние заполнения трещин различными расклинивающими материалами на величину произведения проницаемости и толщины заполненного слоя kh. Авторы этой работы пришли к заключению, что при высоком горном давлении кварцевый песок вдавливается в стенки трещины или разрушается. В результате этого величина kh становится очень малой. Ими рекомендована для соответствующих геолого-физических условий пласта методика выбора подходящего расклинивающего агента для закрепления трещин, отвечающего заданному после обработки пласта дебиту скважины.
Из выполненной работы вытекает следующее.
— Испытания по определению давления вдавливания твердого агента в породу позволяют установить влияние воздействия породы на деформацию расклинивающего агента.
— Определение kh трещины позволяет дать оценку условиям притока через расклиненную трещину.
— Сопоставление давления вдавливания и kh трещины открывает возможность более обоснованно выбирать тип расклинивающего агента, исходя из заданной величины kh.
В заключение следует подчеркнуть, что выбору зернистого материала несущей опоры в трещине в дальнейшем необходимо уделять еще большее внимание. В США проведены лабораторные и частично экспериментальные исследования стеклянных шариков, скорлупы кокосовых орехов, косточек персиков и др.
Необходимо, по-видимому, продолжить начатые у нас исследования характера разрушения твердых гранулированных материалов, определения предельных напряжений на их раздавливание и количества твердого агента, потребного для формирования опоры, а также изучать механические свойства и поведение в трещине в условиях карбонатной среды и однослойного расположения (вдавливания зерна в породу и др.) разных зернистых материалов.
Глава X
ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ К ОБРАБОТКЕПЛАСТА. ОПЕРАЦИИ С БЕЗ РАЗРЫВНЫМИ
ДАВЛЕНИЯМИ
В работах по возбуждению притоков нефти и газа в коллекторах трещинного типа, в которых получение притоков достигается лишь производством сложного комплекса операций по обработке пласта, важное место принадлежит этапу подготовительных работ.
ОТБОР ЕСТЕСТВЕННЫХ МИКРОТРЕЩИН
Процесс обработки пласта начинают с детального анализа представительных образцов породы, полученных с эксплуатационного забоя.
На основании результатов анализа шлифов и опыта работ на скважинах данной площади или скважинах, пробуренных на соседних площадях с аналогичной геолого-физической характеристикой, выбирают наиболее эффективную технологию обработки пласта, прежде всего учитывающую характер, формы и происхождение естественных микротрещин, а также вещественный состав осевших из промывочной жидкости всевозможных частиц, закупоривающих поры и микротрещины.
В совершенных методах обработки пласта и оценки различных свойств коллекторов трещинного типа важное значение придается именно характеру и ориентировке микротрещин по отношению к напластованию, а также вещественному составу их заполнителя.
Естественные микротрещины могут быть засорены частицами глины, кристаллами каменной соли и утяжелителем (баритом или гематитом), внесенными в микротрещины в процессе вскрытия пласта.
После образования микротрещины, как иногда говорят, «залечиваются» минеральными образованиями (каменной солью или же ангидритами, доломитами, глинистоорганическими веществами и др.), которые заполняют микротрещины, а также принимают участие в образовании вмещающих пород или являются для них цементирующим материалом.
Одни микротрещины оказываются открытыми или заполненными подвижным битумом, и тогда они между собой хорошо сообщаются, другие по степени своей раскрытости даже на коротких расстояниях значительно изменяются, имеют очень неровные края, плохо сообщаются между собой.
Отличительной особенностью коллекторов трещинного типа является именно крайняя изменчивость вмещающих пород. Микротрещины, секущие породу, имеют различную ширину и пространственное расположение.
Поры и полости, окружающие микротрещину, насыщены неравномерно, содержание нефти и газа в них по мощности пласта и простиранию существенно меняется. Образующаяся из различных полостей дренажная сеть в массиве породы представляет собой сложную систему 192
со слабосвязанными между собой каналами сообщения, вследствие чего нередки случаи, когда эксплуатационный забой разведочной скважины пересекает в пласте зону с неразвитой трещиноватостью.
В подобных условиях, в отличие от коллекторов порового типа, образование полноценного сообщения скважины с пластом представляет собой исключительно большие трудности.
Рис. 39. Образец № 788 по сив. 31 площади Оса. Доломит неравнозерн'И1Стый (гонио- мелкозернистый) с горизонтальной сутурой, заполненной черным нелюминесци- рующим битумом (I генерация).
Изучение микротрещин в шлифе позволяет выбрать главное направление процесса обработки пласта, правильно спроектировать отдельные операции, составить рецептуру рабочих жидкостей, выбрать микротрещины наиболее эффективные, которые в процессах дренирования могут сыграть роль подводящих каналов, соединяющих эксплуатационный забой скважины с источником питания.
Из всех существующих видов микротрещин, развитых в коллекторах трещинного типа, первостепенную роль в дренажной системе пласта, очевидно, играют открытые микротрещины. Открытые или заполненные легким подвижным битумом микротрещины благодаря своим естественным связям с локальными микротрещинами иногда имеют очень большую протяженность, вследствие чего в породе из них образуется сложно сочлененная сеть. Такие микротрещины действительно оказываются сборным коллектором, питающимся обширной областью нефтегазоносного пласта.
Некоторые исследователи относят микротрещины, заполненные вдоль их рассеченности минеральными образованиями, к полностью запечатанным; по их мнению, такие мкротрещины лишены пропускной способности и потому не имеют перспективы для использования. Между тем микротрещины таких типов при известном давлении раскрываются и так же, как зияющие, пропускают рабочую жидкость через живое сечение, образовавшееся внутри их канала.
Это обстоятельство следует широко использовать при композиции кислот и ПАВ. Для таких случаев рецептура смеси рабочей жидкости должна отвечать задаче растворения, очищения и удаления минерального вещества, засоряющего и закупоривающего микротрещины.
13 Г. Т. Овнатанов193
Такое же мнение существовало и в отношении микротрещин по напластованию, к которым, например, приурочиваются сутурно-стило- литовые швы. В процессах обработки трещиноватых пород такие полости вовсе не принимались во внимание, так как они якобы представляют собой породные рубцы, которые каналами связи стать не могут. Известно, однако, что внутри сутурно-стилолитовых образований имеются породоподобные полости, приуроченные к их вершинам и соединенные между собой подводящими микротрещинами, выполненными темно-коричневым или желтым битумом. Поэтому стилолиты призабойной зоны при очень тонком технологическом способе воздействия, очевидно, тоже могут быть включены в подводящую сеть, улучшающую дренажную систему пласта. Для этого должен быть найден только сугубо специфический прием, учитывающий особенности их трещинной емкости.
Сутурно-стилолитовые швы и каверны являются благоприятными факторами, способствующими, например, повышению коллекторских свойств верхнемеловых отложений Тарханкутского полуострова [8] (рис. 39). На Речицком месторождении (БССР), по данным К. М. Об- морышева, они участвуют даже как полноценные каналы связи в получении притоков нефти из пласта.
Следовательно, неравномерные, зигзагообразные или шероховатые поверхности стилолитовых швов, в которых даже при очень плотном соприкосновении остаются тончайшие щели, возможно просачивание нефти и газа к эксплуатационному забою.
КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОЦЕССОВ
Процессы обработки пласта, которые осуществляются при помощи рабочих жидкостей, по своему характеру разделяются на два больших класса, значительно отличающихся между собой по технологической схеме, применяющемуся оборудованию и особенно по своему действию на горную породу.
Первый класс объединяет все способы плавного вытеснения рабочей жидкости в порово-трещинную среду и насыщения пласта без избыточного давления.
Целью таких процессов являются физико-химические превращения в призабойной зоне вследствие взаимодействия рабочей жидкости с твердой и жидкой фазой пласта; реакция с породой и расширение каналов связи вследствие их разъединения; смачивание поверхности стенок порово-трещинной среды; предупреждение образования и разрушения эмульсий и др.
В таких процессах каркас пласта не подвергается механическому воздействию и, следовательно, не претерпевает значительных физических изменений.
Второй большой класс способов воздействия на призабойную зону пласта объединяется под одним общим названием — гидравлический разрыв пласта (ГРП).
В основе всех процессов по восстановлению фильтрационной способности естественных микротрещин лежит именно метод гидравлического разрыва пласта.
В процессах гидравлического разрыва пласта вместе с физико- химическими превращениями в призабойной зоне важное место занимают принудительное изменение структуры порово-трещинной среды и ее дезинтеграция, нарушение каркаса и образование в пласте искусственных трещин или же раскрытие естественных.
В этих процессах давление вытеснения рабочей жидкости в пласт значительно повышается; оно по своей величине превосходит пластовое давление и призабойное напряжение.
194
Разумеется, что в коллекторах трещинного типа или же поровых, в которых раскрываются естественные или вновь образуются искусственные трещины, рабочая жидкость в начале своего вытеснения в пласт должна раскрыть (образовать) трещину и проникнуть в нее. Вступив с породой в физико-химическое взаимодействие, она изменяет соотношение поверхностных сил и эродирует поверхность микротрещин. Следовательно, любому из процессов обработки с новообразованием или раскрытием микротрещин (кислотой, ПАВ и др.) должен предшествовать ГРП. И именно поэтому все такие процессы рассматриваются лишь как разновидности ГРП.
Перед каждым из процессов разрыва в зависимости от свойств рабочей жидкости и горной породы, характера и состояния естественных микротрещин, а также характера взаимодействия жидкости с породой ставится вполне определенная задача.
Процессы плавного вытеснения в пласт рабочей жидкости без избыточного давления или под давлением в коллекторах порового типа в основном осуществляются для интенсификации притоков; как средства вскрытия пласта они не применяются.
Главной целью процессов принудительного создания искусственных трещин считается увеличение производительности нефтяных и газовых и приемистости газоводонагнетательных скважин.
Однако в настоящее время методом ГРП широко пользуются для принудительного раскрытия естественных микротрещин, сомкнувшихся при вскрытии пласта, и для создания первоначальной связи пласта со скважиной, которая в поровых коллекторах обычно достигается перфорацией (пулевой или кумулятивной). Ни одна скважина выполнить своего целевого назначения не может, если не будет установлена у нее с пластом устойчивая связь.
ЧИСТОТА В ПРОЦЕССАХ
Современная вакуумная гигиена в производственных цехах, изготовляющих сверхчистые металлы, достигла чистоты, измеряемой несколькими пылинками в литре.
Для физико-химических процессов, выполняющихся в пласте> также требуется установить жесткие нормы чистоты. Успех процесса во многом зависит именно от чистоты технологического оборудования, емкостей и коммуникаций, используемых в процессе, а также ствола и эксплуатацинного забоя скважины.
Недостаточная требовательность предприятий нефтедобывающей промышленности и геологических организаций к качеству реагентов, поставляемых химическими заводами, а также отсутствие должного внимания к охране полученных материалов от загрязнения их в процессе производственно-хозяйственной деятельности нефтяных промыслов и в особенности отдаленных разведочных площадей часто являются причиной снижения эффективности процессов обработки пласта, а иногда и их полной безрезультативности.
Следует установить порядок, при котором в процессах обработки пласта должны применяться емкости и оборудование, защищенные внутри специальными покрытиями или изготовленные из металла и материала, стойких против действия соляной и других кислот, корродирующих металл.
Необходимо не только защищать металл от агрессии кислоты и удлинять срок службы оборудования, но и в не меньшей мере защищать кислоту от насыщения ее окисными соединениями железа.
Особую опасность представляют налеты окалины, образовавшиеся в период технологически необходимого простоя скважины между ее
13* 195
обработками на поверхности оборудования, труб, механизмов. Окалина при последующих операциях может быть растворена кислотой и в виде хлористого железа занесена в пласт.
Для достижения чистоты в скважине производится прямая (обратная) промывка на форсированных или замедленных режимах; очищаются колонна, подъемные трубы и эксплуатационный забой от всевозможной взвеси и органических остатков (внесенных в скважину при монтаже конструкции), а также удаляются продукты коррозии.
Оператор должен принять все от него зависящие меры, чтобы технические средства, включенные в процесс, были чистыми во всех звеньях.
Система водоснабжения, насосные, пескосмесительные агрегаты и их бункера, стационарные и переносные емкости и механизмы самым тщательным образом должны промываться и очищаться от загрязняющих их посторонних примесей.
Промывка, начиная от забоя, во всей циркуляционной системе производится пресной (технической), но очень чистой водой, а также водными растворами ПАВ слабой концентрации (0,06% вес.), подкисленной водой (не более 0,1% или не менее 0,005%) или же кислотными цепочками (несколько слоев 3%-ного солянокислотного раствора вперемежку с буферным водным слоем).
Обычно промывку ведут с очень высокой объемной скоростью циркулирующей жидкости {от 30 до 50 л/се/с), при этом воду доводят до полного осветления, а осадок в пробе несколько раз подвергают анализу для выяснения характера пород (минералогического состава), осевших на забое.
При промывке кислотными растворами, наоборот, циркуляцию осуществляют на более медленных режимах (5—10 л/сек). В процессе промывки из циркулирующей жидкости отбирают несколько раз пробу и определяют в ней КВЧ (количество взвешенных частиц), содержание железа, а также кислотность воды в пересчете на соляную кислоту.
Содержание механической взвеси в рабочей жидкости допускается не более 1 мг(л и железа 0,1 мг/л.
Для очистки от продуктов коррозии внутренней и наружной поверхности подъемных труб, а также стенок скважины практикуется промывка пульпой, составленной из 40—60 г/л кварцевого песка, тщательно перемешанного в пресной воде. Особое внимание рекомендуется уделять чистоте в процессах обработки, в которых в качестве рабочей жидкости используется кислотная смесь. Очень тщательно следует стенку скважины очистить от загрязняющих ее материалов. При хорошей очистке стенки, и особенно окрестности эксплуатационного забоя, не только повышается эффективность процесса, но значительно уменьшается расход кислоты.
Каждый раз после окончания промывки рабочей жидкостью того или другого состава и тем более перед началом исследования пласта необходимо в скважине восстановить циркуляцию чистой водой или же водным раствором ПАВ и двумя-тремя циклами обращения заменить ими жидкость, находящуюся в скважине.
Оставлять в емкостях и таре несмытые остатки кислот и реагентов нельзя, так как это может привести к тяжелым травмам обслуживающего персонала и повреждению емкостей. После выполнения процесса необходимо подвергнуть использовавшиеся в процессе оборудование, трубы и емкости промывке раствором каустической соды, а внутренние поверхности емкостей, кроме того, с целью их пассивации обмыть тринатрийфосфатом, чтобы предотвратить последующее ржавление стали.
УДАЛЕНИЕ СО СТЕНОКГЛИНИСТОЙ корки
Важное значение для процессов обработки пласта имеет удаление перед цементированием эксплуатационной колонны глинистой корки, откладывающейся на стенках скважин при их бурении.
Удаление глинистой корки создает хорошие условия сращивания цементного раствора с породой и способствует формированию в затрубном пространстве прочного цементного камня.
Доказано, что присутствие в затрубном пространстве цементной оболочки значительно повышает прочность колонны [31] и обеспечивает надежное разобщение горизонтов, насыщенных высоконапорной водой и газом высокого давления.
Глинистую корку можно удалить техническими средствами, гидро- пескоструйным методом, химическим методом, предложенным УфНИИ
К очистке стенок скважин от глинистой корки с помощью кислот или путем эрозионного разрушения и выноса частиц глины потоком циркулирующей в затрубном пространстве рабочей жидкости прибегали не раз. Но, обычно, каждый из этих способов применяли отдельно, а в смеси глинокислоты, как добавку, применяли вредную для здоровья человека и неудобную для доставки на разведочную площадь плавиковую кислоту (глава VIII, § 4), что сдерживало внедрение этого процесса.
Между тем процесс удаления глинистой корки может оказаться значительно эффективнее, если, во-первых, объединить эрозионное воздействие на корку циркулирующего потока рабочей жидкости с химической энергией кислоты и, во-вторых, процесс разрушения корки и ее удаления из скважины построить, исходя из условий формирования профиля корки на стенке, причем формирование идет так, что рыхдой оказывается ее наружная часть, по мере же приближения к стенке скважины корка постепенно уплотняется, становясь наиболее плотной в части, непосредственно прилегающей к стенке.
Ниже для разрушения и удаления корки предлагается выполнение трех циклов, один следующий за другим, но лишь для месторождений, где при снижении забойного давления нет опасности нефтяных или газовых выбросов.
Первый цикл. Так как рыхлая часть корки легко поддается размыву потоком циркулирующей жидкости, то первый цикл осуществляется созданием наибольшей скорости, доступной для выбора в данных производственных условиях и зависящей от диаметра пробуренной скважины и геометрии ее стенок, диаметра обсадной колонны, числа агрегатов, имеющихся в наличии, и их производительности, допустимого давления в процессе, качества рабочей жидкости и др. Рабочей жидкостью для отмывки корки будет в первом цикле служить облегченный глинистый раствор или, там, где это возможно, техническая вода.
С удалением рыхлой части корки на стенке скважины остается ее более плотная часть, для удаления которой одной кинетической энергии потока жидкости совершенно недостаточно. Поэтому на этой стадии процесса необходимо применение кислоты для химического разрушения корки.
Второй цикл. Рабочая жидкость для удаления уплотненной части глинистой корки размещается в интервале ствола скважины, подлежащей цементированию, и выдерживается в покое минимальное время, необходимое для ее растворения; время контакта для исследованных кислот определено и составляет 6 ч.
Благодаря химическому взаимодействию глинокислотного раствора с глиной корка разрушается, переходит в раствор и таким образом потоком жидкости удаляется из скважины.
Третий цикл. Скорость рабочей жидкости в заключительном цикле доводится до первоначальной величины; стенка на этом этапе окончательно очищается потоком циркулирующей рабочей жидкости как от остатков глинистой корки, так и продуктов реакции кислоты с глиной. В этом, последнем цикле применяется опять-таки облегченный глинистый раствор или техническая вода.
За этим циклом начинается процесс цементирования обсадной колонны в скважине.
ОБРАБОТКА ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ЗАБОЯ
В процессе промывок скважин нередко обнаруживается, что эксплуатационный забой загрязнен органическими остатками; тогда его промывают несколькими порциями осветленного очищенного керосина, отделенными между собой сверху и снизу буферным слоем воды или растворами нефтерастворимых ПАВ — ОП-4, ДБ, стеорокс-6. При этом циркуляцию керосина или растворов ПАВ в керосине ведут в пределах эксплуатационного забоя на крайне заниженных режимах, на которых насосные агрегаты еще в состоянии работать.
В разведочных скважинах, вскрывших трещиноватые породы, из которых не получен приток, перед производством более глубоких процессов обработки пласта рекомендуется гидропескоструйным аппаратом надрезать вертикальные щели и горизонтальные круговые каналы. Вертикальные осевые щели следует при этом продолжить в продуктивном интервале до получения первых сигналов со стороны газокаротажной станции или установления другими видами исследований (пластоиспы- татели на трубах или каротажном кабеле и др.) стратиграфических глубин, к которым приурочены притоки.
С целью снижения высоких давлений вытеснения рабочей жидкости в пласт можно использовать также вибратор ГВЗ-108. Благодаря большой частоте колебаний виброударных волн (до 30000 колебаний в минуту) в пределах эксплуатационного забоя, сложенного плотными породами, способными к хрупкому разрушению, возникает множество мелких трещин, которые существенно снижают давление приемистости.
Как правило, в конструкциях открытого эксплуатационного забоя после тщательной промывки его непосредственно перед началом любого процесса обработки пласта производятся кислотные ванны.
Кислотные ванны выполняются с целью очистки эксплуатационного забоя от посторонних материалов, загрязняющих забой: цементной или глинистой корки, отложений продуктов коррозии и других веществ, растворимых в кислоте.
В коллекторах трещинного типа тщательное очищение всей мощности продуктивного интервала от загрязняющих материалов перед процессами обработки имеет особое значение, так как в противном случае возможен их перенос и переотложение в призабойную зону.
В тех случаях, когда в разрезе продуктивной толщи отмечено присутствие прослоев глин или же глина участвует в вещественном составе продуктивной породы, а также если в пределах эксплуатацинного забоя после бурения отложилась глинистая корка, процесс обработки эксплуатационного забоя выполняется в два этапа. В его пределах на первом этапе размещается солянокислотный раствор. В солянокислотном растворе растворяются не только карбонаты, но и небольшие примеси соединений железа, алюминия, магния и некоторых других элементов, присутствующих главным образом в глинистой породе. Далее, после известной выдержки вымываются с большим потоком промывочной жидкости продукты реакции и с помощью такой же промывочной жидкости (водный раствор ОП-7 0,01 %-ной концентрации) в пределах эксплуатационного забоя размещается глинокислотный раствор.
Поэтапное выполнение кислотных ванн в скважинах, эксплуатационный забой которых представлен глинисто-карбонатными породами, обусловлен характером течения химических реакций в этих породах.
Растворение глинистых материалов производится глинокислотными растворами. Однако прямой контакт их с неоднородным в химическом отношении разрезом пород (гетерогенным) без предварительного растворения в соляной кислоте кальция и магния вызывает выпадение их фторидов, представляющих собой объемистые студенистые осадки. Такие же осадки образуются и в случае контакта глинокислотного раствора с солянокислотным раствором, нейтрализованным карбонатами. Тем не менее, хотя образование осадков в данном технологическом процессе неизбежно, серьезной опасности оно не представляет, так как процесс осуществляется не в пласте, а в стволе скважины. Только вследствие такого характера реакцию прерывают еще до полного истощения химической энергии кислоты и на форсированных режимах промывают скважину с двойным циклом обращения промывочной жидкости.
Для обоих этапов кислотной ванны время выдержки кислот для реакции по мере накопления новых данных корректируется.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ РАСКРЫТИЯИ ВРЕМЕНИ СМЫКАНИЯ МИКРОТРЕЩИН
После выполнения всех подготовительных операций в скважине определяют давление, при котором микротрещины раскрываются, и время смыкания микротрещин. Для этого в пласт вытесняется рабочая жидкость, приготовленная из водного раствора ПАВ [64].
К началу испытания скважины обычно у оператора имеются уже подробные сведения о выполненных электро- и радиометрических исследованиях, исследованиях лаборатории физики пласта и петрографические определения поднятых на поверхность образцов, взятых из продуктивного разреза керна.
В карбонатных трещиноватых породах, если их пористость не превышает 5%, а проницаемость составляет лишь несколько миллидарси, после контрольной проверки повышением давления на устье свыше 100 кГ[см2 обычное испытание скважин на приемистость (осуществляемое по принятой методике для коллекторов порового типа) необходимостью не вызывается; при таких природных условиях фильтрация жидкости в пласт через поровое пространство эксплуатационного забоя чаще всего не происходит.
Для коллекторов трещинного типа наиболее важной геолого-физической характеристике является давление раскрытия микротрещин. Оно зависит от глубины залегания пласта, горного и пластового давлений и от величины существующей в данной залежи разгрузки горного давления. В таких коллекторах до достижения предельного давления, при котором раскрываются микротрещины, нет поступления жидкости в пласт. В нашем случае при работе одного агрегата на 2-й скорости давление на устье повысилось от 0 до 120 кГ/см2 в течение 1 мин (рис. 40,а). И, следовательно, при давлениях ниже предельных пласт практически непроницаем.
С достижением предельного давления поступление рабочей жидкости в пласт начинается сразу и ее объемный расход от нуля без промежуточных значений подскакивает до значительной величины.
В самом начале жидкость нагнетается очень плавно на исчезающе малых режимах, так как приходится учитывать время, за которое проявляются упругие свойства породы. В дальнейшем давление плавно наращивают, пока, наконец, в процессе не возникнет новое качественное состояние: давление уже заметно не растет, но несоизмеримо уве- 199
личивается объемый расход поступающей в пласт рабочей жидкости.
ления до раскрытия микротрещинления до раскрытия микротрещинР,кГ(смгР,кГ(смгВытесняется она в пласт через подъемные трубы, спущенные до кровли продуктивного горизонта, а нарастание давления фиксируется самопишущим манометром по давлению в затрубном пространстве. По перелому кривой давление — время как раз устанавливается искомое предельное давление. Из этой кривой видно, что темп нарастания дав- точно высокий; с достижением на указывающем манометре 120 КГ1СМ2 давление повышалось очень медленно и рост его свыше 145 кПсм2 прекратился вовсе даже после подключения пяти агрегатов. При этом приемистость через раскрывшиеся трещины достигла высшего предела — 2000 м3!сутки.
ления до раскрытия микротрещин
ления до раскрытия микротрещин
Р,кГ(смг
Р,кГ(смг
•- 1 ■।iiitо го ад бот,мин о го ад Боткин абРис. 40. Изменение давления во времени привытеснении водного раствора ОП-7.а — при работе одним агрегатом ЦА-400; б — приработе пятью агрегатами АН-500.•- 1 ■।iiitо го ад бот,мин о го ад Боткин абРис. 40. Изменение давления во времени привытеснении водного раствора ОП-7.а — при работе одним агрегатом ЦА-400; б — приработе пятью агрегатами АН-500.Экспериментальными исследованиями установлено, что после того как микротрещины раскрываются, жидкость в пласт можно вытеснить при сравнительно небольшом повышении забойного давления в любых количествах.
•- 1 ■।iiit
о го ад бот,мин о го ад Боткин аб
Рис. 40. Изменение давления во времени привытеснении водного раствора ОП-7.
а — при работе одним агрегатом ЦА-400; б — приработе пятью агрегатами АН-500.
•- 1 ■।iiit
о го ад бот,мин о го ад Боткин аб
Рис. 40. Изменение давления во времени привытеснении водного раствора ОП-7.
а — при работе одним агрегатом ЦА-400; б — приработе пятью агрегатами АН-500.
Величина предельных давлений, существенно изменяясь
от площади к площади (Чаладиди — 120 кГ!см\ Ново-Михайловская — 380 кГ1см2}, для данной площади в разных точках одного и того же горизонта практически остается неизменной.
По окончании определения давления раскрытия проводятся наблюдения за временем смыкания микротрещин. Для этого, включив в одновременную работу на форсированном режиме собранные в монтажную схему насосные агрегаты, давление продолжают повышать, доводя его до максимального значения для данного режима вытеснения, после чего все агрегаты сразу останавливают.
Кривую зависимости времени смыкания от предельного давления получают записью его падения при истечении жидкости из скважины через штуцер.
При спаде давления в пласт снова вытесняют дополнительно 3— 5 м3 водного раствора ПАВ и повторно отмечают точку максимального давления. Такие определения спада давления повторяют для контроля два-три раза при разных давлениях и промежутках времени, причем каждый раз давление снижается до точки первоначального раскрытия микротрещин. Очевидно, что при этом кривая падения давления характеризует процесс смыкания микротрещин, а опущенный из точки первоначального раскрытия перпендикуляр отсекает на оси времени отрезок, равный в принятом масштабе времени обратного смыкания микротрещин.
Это время определяется с тем большим приближением к истинному, чем больше сведений у оператора о механических свойствах горных пород, слагающих геологический разрез продуктивной толщи и в особенности данных по периоду их релаксации.
На практике производство таких исследований можно намного облегчить.
Начинается процесс исследования, как обычно, с определения коэффициента продуктивности. При этом поступающая из скважины материнская нефть накапливается в специальной (передвижной или ста- 250
ционарной) емкости. В последующем этой нефтью замещается полный объем скважины, а затем она под давлением вытесняется в пласт. Очевидно, при вытеснении нефти из того же пласта его фильтрационным свойствам ущерба не наносится.
При наличии в пласте микротрещин, они под давлением с устья раскрываются, что позволяет в наиболее благоприятных условиях сохранения естественной проницаемости пласта выявить критериальный признак коллектора трещинного типа и установить давление, при котором микротрещины раскрылись.
ХИМИЧЕСКИЕ РЕАКЦИИИ ФИЗИЧЕСКИЕ ЯВЛЕНИЯ В ПЛАСТЕ
Кислотные обработки нефтегазоносных пластов основаны на способности соляной и плавиковой кислот и растворов, приготовленных на их основе, растворять карбонатно-глинистые породы и продукты коррозии металла. Кислота, вступая в реакцию с горной породой, составляющей продуктивный разрез скважин (карбонаты, цемент), и взвесью, образующейся в пределах эксплуатационного забоя (окислы и гидраты окислов железа), растворяет их, образуя хорошо растворимые соли, извлекаемые вместе с продукцией скважин на поверхность. В результате растворения компонентов в кислоте очищается от загрязняющих материалов эксплуатационный забой, увеличивается объем емкости горной породы призабойной зоны, удаляется из нее порода, составляющая стенки микротрещин.
В местах непосредственного контакта соляной кислоты с породой в результате реакции растворения образуется разность концентрации, вследствие чего начинается тепло- и газовыделение, которые, оказывая совместное действие, изменяют в разных слоях рабочей жидкости ее плотность и вязкость. В то же время на границах раздела между всеми фазами обрабатываемого участка пластовой системы изменяется поверхностное натяжение. Все это вместе в свою очередь обусловливает возникновение в жидкости перемещения или естественную конвекцию.
Значительное влияние на процесс растворения породы оказывает также скорость потока растворителя или принудительная конвекция, вызванная интенсивным перемешиванием растворителя с породой.
Всякая реакция включает в себя: перенос реагирующих частиц к поверхности контакта; собственно реакцию; отвод реагирующих частиц. Считается, что реакция протекает в диффузионной области, когда скорость растворения зависит от скорости движения растворителя; в кинетической (межфазной), когда скорость растворения зависит только от возникающих в самой рабочей жидкости внутренних перемещений, и, наконец, в диффузионно-кинетической, включающей элементы первой и второй.
Разумеется, что способность веществ вступать в химическое взаимодействие прежде всего зависит от химического строения молекул элементов, вступающих в реакцию. Тем не менее кинетика процесса растворения горной породы в пласте зависит от очень многих природных условий, в которых реакция происходит, а также рабочих параметров процесса обрабо^кк пласта. Только совокупное исследование всех факторов, существующих в реальных пластовых условиях, служит основанием для установления важнейших положений кинетики растворения солянокислотными растворами продуктивных пород.
На практике технологический процесс обработки пласта солянокислотными растворами включает обычно два самостоятельных этапа:
вытеснение кислотного раствора в пласт; 2) выдержка его в пласте. На первом, этапе растворение идет в условиях принудительной конвекции, на втором — в стационарных условиях естественной конвекции.
201
Очевидно, что на каждом из этих этапов скорости растворения породы будут различными. Коэффициенты растворимости сильно отличаются для различных литологических разностей пород; они зависят от присутствия в продуктивной породе галоидов, органических примесей и, наконец, от их нефтенасыщенности. Коэффициенты растворимости, как видно из лабораторных исследований, имеют наименьшее значение для условий естественной конвекции и наибольшее для принудительной конвекции.
Именно это обстоятельство в значительной мере учитывается, когда при обосновании отдельных операций технологического процесса кислотных обработок планируются наибольшие скорости нагнетания в пласт рабочей жидкости, достижимые в условиях разведочной площади и располагаемой техники. Выдержку для реакции кислотного раствора с горной породой рекомендуется сопровождать перемещением раствора в пласте.
Реакция соляной кислоты с карбонатными породами протекает по следующей схеме:
СаСО3 + 2НС1 — СаС12 + Н2О 4- СО2 (с известняком);
СаСО3 • MgCO3 + 4НС1 = СаС12 + MgCl2 4- 2Н2О -р 2СО2 (с доломитами).
ж3 соляной кислоты растворяет 144 кг углекислого кальция или около 0,065 ж3 известняка с плотностью, равной 2,2 г[см\ и порис- стостью 15%.
В результате реакции карбонатных пород с соляной кислотой образуются хлористый кальций и хлористый магний, освобождается вода и выделяется углекислый газ. Хлористый кальций и хлористый магний в воде хорошо растворяются; в растворах кислот они осадка не дают и вместе с продукцией удаляются из пласта. Углекислый газ при давлениях, близких к атмосферному, почти целиком выделяется в газовой фазе (СО2).
При атмосферном давлении и температуре 0°С 1 кг СО2 занимает объем 500 л. С повышением давления растворимость углекислоты увеличивается, поэтому чем выше давление, тем меньше выделяется углекислого газа. При давлении 72,9 кГ!см2 и температуре ниже критической (31,3° С) СО2 полностью растворяется.
Образующийся при реакции соляной кислоты с карбонатными породами углекислый газ, находясь в пласте в окклюдированном состоянии, оказывает большое влияние на скорость реакции, так как в порово-трещинной среде свободный СО2 увеличивает объем кислотной смеси. Уменьшение объема свободного газа снижает скорость реакции.
В результате лабораторных исследований во ВНИИ [115] было установлено, что при росте давления до 7 кГ{см2 скорость реакции соляной кислоты с породой уменьшается в 6—10 раз по сравнению со скоростью при атмосферном давлении, а при 60 кГ}см? — до 70 раз. Существует обратная зависимость скорости реакции от температуры. При увеличении температуры на 40° С скорость реакции, по данным тех же исследований, уменьшается в 2—2,5 раза.
Рассмотрим ряд факторов, влияющих на реакцию соляной кислоты с карбонатными и глинистыми породами.
Наибольшей скоростью растворения в соляной кислоте обладают чистый известняк и кальцитовые и доломитизированные разности карбонатных пород, не содержащие включений ангидрита.
Ингибитор БА-6 (В-2) на скорость реакции не влияет, при реакции соляной кислоты с породой ингибитор БА-6 остается в растворе нейтральным.
С ростом концентрации соляной кислоты увеличивается количество хлористого водорода, связывающегося в единицу времени с Са и Mg. При ее очень высокой концентрации увеличивается в растворе объем 202
хлористого кальция и хлористого магния, перешедших в раствор. Это чрезмерно увеличивает вязкость и повышает плотность рабочей жидкости, в результате сильно осложняется фильтрация кислотного раствора вглубь и особенно удаление продуктов реакции из пласта. В связи с этим на практике для обработки обычно берется средняя величина концентрации кислоты, находящейся в пределах 10—15% и редко, для особых случаев, — 20%.
О влиянии на скорость реакции кислоты с породой ПАВ, ОП-7, ка- тапина А указывалось в главе VIII, § 3. Там же приведены данные снижения этими ПАВ (интенсификаторами) поверхностного натяжения на границе нефть — отработанный рабочий раствор.
Используемые в кислотных растворах ПАВ в смеси кислот и при контакте с горной породой осадков не образуют, что служит показателем их пригодности и важным свойством ПАВ, избранных для использования их в процессах.
Кислотные растворы используются для удаления окисных соединений железа с эксплуатационного забоя.
Реакции кислоты с окисными соединениями железа протекают следующим образом:.
Fe (ОН )3 + ЗНС1 = FeCl3 + ЗН2О.
ИЛИ
6НС1 + Fe2O3 = 2FeCl3 + ЗН2О.;
Аналогично реакцию с глиноземом можно представить в виде
6НС1 + А13О3 = 2А1С13 + ЗН2О.
Ингибитор БА-6 не препятствует растворению железа с корродированной поверхностью металла, что особенно необходимо учитывать при выборе емкостей для заполнения кислоты.
Из-за наличия в соляной кислоте примеси серной кислоты возникает побочная реакция с образованием двухводного гидрата сульфата кальция (гипса) по схеме
H2SO4 + СаСО3 + 2Н2О = CaSO4 • 2Н3О + Н2О + СО2.
Выкристаллизовавшийся сернокислый кальций занимает очень большой объем и при содержании относительно небольших количеств SO3 в соляной кислоте может существенно ухудшить в пласте условия фильтрации. Некоторые исследователи поэтому рекомендуют соляную кислоту перед ее употреблением в процессе обработать хлористым барием с целью удаления присутствующих в соляной кислоте примесей серной кислоты. Такое решение для разведочных площадей исключается. Более выполнимым является повышение требования перед заводами- поставщиками и ужесточение нормативов приема соляной кислоты. Очищение от всевозможных примесей в соляной кислоте необходимо производить для разведочных площадей непосредственно на заводе.
Эффективность кислотных обработок может снизиться также в результате присутствия в вещественном составе и микротрещинах нефть- и газосодержащих пород ангидритов (CaSO4) или гипсов (CaSO4X Х2Н2О) и их растворения в процессах обработки пласта кислотными растворами. Объем образующегося от этого осадка во много раз превышает объем сульфатов, растворенных кислотой. Это может вызвать переотложение продуктов реакции и закупорку ими обработанной части пласта.
Для предотвращения выпадения сульфата кальция используют ионный эффект обмена. В смесь кислот и ПАВ добавляются растворимые в кислоте кальциевые соли, например хлористый кальций (СаС12). Концентрация его в зависимости от скорости реакции кислоты с ангидритом и его содержания в породе определяется перед обработкой пла- 203
ста в лаборатории. При этом принимается во внимание состав рабочей жидкости, пластовые давления и температура и расходные показатели запланированного процесса.
Таким образом, если продуктивный интервал геологического разреза представлен гомогенной средой: известняками, доломитами и их разностью, то его следует обрабатывать только растворами соляной кислоты.
Заметим, что соляная кислота с некоторыми типами глин, как, например, монтмориллонитовыми, слабо, но все же реагирует; в раствор переходят главным образом железо, кальций, магний, т. е. элементы, составляющие глину. Тем не менее основная алюмосиликатная часть глин соляной кислотой почти не растворяется. Поэтому в тех случаях, когда возбуждению притоков, повышению проницаемости пласта и улучшению полноценной связи его со скважиной препятствуют глинистые породы, в процессах обработки пласта применяются глинокислотные растворы.
Реакция плавиковой кислоты с двуокисью кремния протекает по следующей схеме:
SiO2 + 6НРдГ H2SiF6 + Н2О.
При этом разрушается кристаллическая решетка алюмосиликатных пород, а глинистая часть минералов переходит в раствор.
Глинокислотные растворы достаточно полно и быстро растворяют глинистые образования, составляющие вещественный материал породы, материал, цементирующий песчаник, глинистую корку, оставшуюся после бурения. Хорошо еще в них растворяются силикатные частицы породы, набухающие при контакте с фильтратом промывочных жидкостей.
Следовательно, растворяющая способность глинокислотных растворов может быть высокоэффективно использована для обработки коллекторов, отличающихся очень большой водочувствительностью, и для удаления из призабойной зоны пласта глинистых тонкодисперсных частиц.
ВЛИЯНИЕ ЕСТЕСТВЕННЫХ ФАКТОРОВ НА ХИМИЧЕСКУЮ РЕАКЦИЮ.УДАЛЕНИЕ ИЗ ПЛАСТА ОТРАБОТАННЫХ ЖИДКОСТЕЙ
И ПРОДУКТОВ РЕАКЦИИ
Влияние на реакцию кислоты с породой таких природных условий, как пластовое давление и температура, было рассмотрено выше. Немаловажное действие оказывает на нее также минералогический состав породы, особенно ангидриты, присутствие которых в породообразующем вещественном составе снижает реактивную способность кислоты и скорость реакции.
Из естественных факторов наибольшее влияние оказывает нефте- газонасыщенность породы.
В процессе вытеснения нефти и замещения призабойной зоны кислотным раствором остается значительное количество нефти в виде пленок, адсорбировавшихся на частицах пород. Пленочная нефть представляет собой структурированную коллоидно-дисперсную систему, содержащую высокомолекулярные ионогенные вещества: смолы, парафины, асфальтены. Адсорбция их на поверхности порово-трещинной среды препятствует непосредственному контакту кислоты с матрицей породы.
Разрыв и сдвиг углеводородной пленки, прилипшей к твердой поверхности, выполняются с помощью движущейся по микротрещине (или капиллярным каналам из пор) рабочей жидкости. Отрывая адсорбционный слой своей кинетической энергией, а также вымывающей способностью присутствующих ПАВ, рабочая жидкость уносит капли дис- 204
пергированной в ней нефти вглубь. Одновременно кислота получает доступ к поверхности породы и вступает с ней в реакцию.
Адсорбция пленки тем прочнее, чем больше в нефти содержится смол и парафинов, а в особенности асфальтенов. Последние трудно смываются с твердой поверхности, потому очень сильно тормозят реакцию.
Большая удельная поверхность породы также сильно осложняет условия контактирования и затрудняет течение реакции. Противоположное действие оказывает связанная вода, которая, уменьшая толщину адсорбционного слоя и снижая прочность пленки, создает для контактирования кислоты с породой лучшие условия.
При кислотной обработке пласта в процесс реакции вступает большое число естественных факторов, действующих в самых противоположных направлениях. Поэтому лабораторные исследования отдельных элементов процесса реакции, обусловленные заданными геолого-физическим условиям пласта, имея очень большое значение, тем не менее не могут полностью охватить все явления, влияющие на течение химической реакции кислоты с породой. Именно поэтому в первых двух- трех процессах обработки пласта на разведочной площади, как отдельную операцию, следует ввести пробную закачку кислоты.
Среди многочисленных факторов, влияющих на эффективность процессов кислотной обработки, на разведочных площадях необходимо особо выделить комплекс мероприятий по удалению отработанных рабочих жидкостей из пласта.
Часть оставшихся отработанных растворов играет отрицательную роль в пласте. В сети трещин образуется цепь из столбиков (в виде четок) растворов кальция и магния и пузырьков углекислого газа, не успевших полностью раствориться. А защемленные таким образом пузырьки газа препятствуют течению жидкости в каналах, образованных порами, и по трещине.
Также отрицательное действие оказывает вода, оставшаяся от отработанного кислотного раствора, которая, ухудшая фазовую проницаемость для нефти, блокирует пути к эксплуатационному забою.
Следовательно, своевременное и полное удаление отработанных рабочих жидкостей из пласта предотвращает засорение его продуктами реакции, образующимися от распада элементов породы и рабочих жидкостей.
Передержка в пласте кислоты может вызвать еще более тяжелые последствия: образование вторичных продуктов реакции и, возможно, выпадение в порово-трещинной среде не растворимых в воде и кислоте осадков, существенно закупоривающих подводящие каналы. Вследствие этого может возникнуть даже ложное впечатление, что процесс эффекта не дал, хотя в действительности при своевременном удалении продуктов распада можно было бы получить приток. Для разведочной скважины такой результат от процесса оставляет крайне отрицательные последствия, так как возможен пропуск горизонта, имеющего промышленное значение на всей разведуемой площади.
Наиболее благоприятно, когда отработанная рабочая жидкость удаляется из пласта самоизливом. Но если по геолого-физической характеристике добиться работы на режиме самоизлива невозможно, то возникают большие трудности. Удобно и технологически вполне целесообразно удалять отработанные рабочие жидкости с помощью воздушного подъемника. Особенно перспективно в этом отношении использование жидкого азота или углекислого газа (подробно см. главу V, § 6).
Успешное удаление отработанных растворов прежде всего зависит от качественного состава самой рабочей жидкости.
Рабочая жидкость должна радикально изменять на границах разделов фаз характер физико-химического взаимодействия с породой и 205
насыщающей ее жидкостью и особенно хорошо вымываться и легко удаляться, когда ее роль в пласте оказалась уже выполненной.
Исходя из производственных мощностей, которыми располагают на разведочной площади, находящейся вдали от промышленных центров, а также указанных выше нормативов и опытных данных по соседним скважинам и площадям объем рабочей жидкости для обработки кислотными растворами следует запланировать в таких размерах, чтобы они могли бы быть обратно извлечены.
В процессе изъятия жидкости из пласта и дренирования скважины требуется регулярно из ее продукции отбирать пробы. В одной части пробы в полевых условиях определяют остаточную кислотность и содержание ионов кальция, магния и железа, другую часть отправляют в ЦНИЛ для полного количественного анализа отработанной рабочей жидкости.
Дренирование скважин после обработки пласта кислотными растворами продолжается до существенного снижения в пробах остаточной кислотности (концентрация НС1— 1—2%).
На основании тщательной документации выполненных процессов, накопленного опыта и обобщения их результатов многие данные, полученные в процессах обработки, берутся за основу последующих процессов: концентрация кислотного раствора, время выдержки кислоты в пласте, объем рабочей жидкости и давление, необходимое для перемещения кислоты в пласте, и др.
§ 8. ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТОКС БЕЗ РАЗРЫВНЫМИ ДАВЛЕНИЯМИ
ОБРАБОТКА КИСЛОТНЫМИ РАСТВОРАМИ
Кислотные обработки скважин характеризуются большим числом зависимых факторов, относящихся как к кислотным растворам, так и нефтегазоносному пласту. Для обеспечения высокой эффективности кислотной обработки, наибольшей продолжительности эффекта, а также быстрейшей окупаемости операции необходимо планировать для скважины весь технологический процесс в едином проекте.
Применение кислотных обработок в разведочных скважинах без разрывных давлений — наиболее распространенный вид кислотных обработок. В таком процессе оказывается воздействие на призабойную зону главным образом с целью возбуждения притоков; при этом производится плавное вытеснение в призабойную зону и насыщение поровотрещинной среды кислотным раствором путем его фильтрации в пласте без нанесения механических повреждений горной породе, передислокации ее частиц и принудительного увеличения ширины микротрещин.
Рабочая жидкость проникает в поровое пространство или в открытые микротрещины, где она растворяет породу внутри поры или микро трещины, увеличивая их емкость.
Скорость реакции при фильтрации кислоты вглубь постепенно уменьшается в зависимости от истощения ее химической энергии. Кроме других факторов на нее оказывает известное влияние также объем емкости пласта. В каждой поре и микротрещине вес растворенной породы зависит от расстояния их от ствола скважины, так как кислота истощается по мере удаления от скважины.
Время, за которое кислота истощается при своей фильтрации в порово-трещинной среде, определяет максимальное радиальное проникновение неистощенной кислоты в пласт.
Величину радиального проникновения кислоты от стенок скважины
до ее полного истощения в призабойной зоне можно определить по следующей формуле:
(ХЛ>
где гх— расстояние, на которое проникает в пласт неистощенная кислота, в л/; и — скорость вытеснения кислоты в пласт в ма1мин; /— время истощения кислоты в мин; М — относительная пористость; к — мощность пласта в м; гс — радиус скважины в м.
Неизвестным в этой формуле является время истощения кислоты/. Обычно это время определяют с помощью лабораторных исследований или расчетным путем, основанным на определении удельной поверхности пласта ^см2(см^, по формуле
5я = "/1г10‘*(Х-2)
где к— проницаемость пласта в д; г — коэффициент, определяющий сопротивление пласта движению жидкости,
г = Ms,
g — коэффициент сцементированности породы (1,3—2,2).
Из формулы (Х.1) видно, что радиус действия кислоты в призабойной зоне зависит от скорости ее вытеснения и времени действия кислоты. Время действия кислоты, как было показано выше, может быть изменено добавками в кислотный раствор специальных замедляющих реагентов. Скорость же вытеснения рабочей жидкости в пласт ограничена по условию перепада давления на забое, при котором разрыв пласта произойти не должен. Эта предельная величина определяется согласно § 6 данной главы.
Выполняются такие процессы обычно одним-двумя насосными агрегатами с невысокими перепадами давлений, поэтому больших трудностей для своего производства на разведочных площадях они не вызывают.
Для разобщения зумпфа скважины или нефтяных и газовых притоков от водяных обычно употребляется раствор хлористого кальция.
Перед началом процесса обработки призабойной зоны ствол скважины в пределах ее эксплуатационного забоя заполняется рабочей жидкостью.
Если кислотные ванны подготовляют эксплуатационный забой к процессам обработки, то процессами химического воздействия растворами кислот на породы призабойной зоны достигается очищение порово-трещинной среды от материалов, внесенных сюда при вскрытии пласта, а также создание связи между пластом и скважиной в коллекторах трещинного типа. Необходимость в последнем возникает, если непосредственно у эксплуатационного забоя микротрещины при вскрытии сомкнулись.
К числу наиболее важных факторов, определяющих высокую эффективность процессов кислотной обработки, кроме химико-минералогического состава породы, относятся качество реагентов и избранная рецептура раствора.
После того как солянокислотный раствор под давлением, не превышающим давления раскрытия трещин, весь отфильтровался в пласт, скважину на некоторое время оставляют в покое. От времени выдержки прежде всего зависит полнота использования химической энергии.
В зависимости от физических условий пласта (давление, температура), насыщающих пласт жидкостей (нефть, вода) и газов, состава и количества загрязняющих материалов, внесенных в призабойную зону при вскрытии пласта, концентрации кислоты, скорости вытеснения в 207
пласт рабочей жидкости и перепадов давления, соотношения объема кислоты к поверхности путей фильтрации и, наконец, от емкости пласта реакция солянокислотного раствора с породой продолжается от 2 до 3 ч. В отдельных случаях продолжительность выдержки кислоты может повыситься.
Чем больше это время, тем порода выщелачивается глубже и кислота истощается больше. Однако происходящее одновременно с этим выпадение продуктов реакции может закупорить поры и полости и снизить тем самым достигнутую в процессе эффективность.
Оптимальное время, в течение которого химическая энергия кислоты используется полноценно, не вызывая закупорку порово-трещинной среды, а также затруднений при удалении отработанных растворов, определяется лабораторными исследованиями и окончательно устанавливается пока что опытным путем; в последующих операциях химической обработки пласта это время соответствующим образом корректируется.
Эффективность кислотых обработок можно существенно повысить таким сравнительно несложным мероприятием, как передвижение в пласте рабочей жидкости путем изменения с помощью сжатого воздуха от передвижного компрессора устьевого давления. Повышением и понижением давления па устье скважины можно вызвать перемещение рабочей жидкости в призабойной зоне и более глубокую нейтрализацию кислоты.
При проектировании процессов обработки кислотными растворами обычно для начальных процессов, а следовательно, и для разведочных скважин целесообразно ограничить объемы употребляемых в процессах рабочих жидкостей пределами 1,5—2,0 ж3 на 1 м мощности обрабатываемого пласта. Эти нормативы получены из многолетней практики применения кислотных обработок. Тем не менее они имеют, конечно, и свои обоснования.
Образующиеся при реакции с глинокислотой и осаждающиеся в виде тонкой взвеси слаборастворимые в воде фториды кальция, магния и фторосиликаты этих металлов сильно осложняют технологический процесс обработки пласта с помощью глинокислотных растворов. Опасность их выпадения в этой реакции является существенным недостатком глинокислотных растворов, ограничивающих возможное их применение только лишь пределами призабойной зоны.
Глубокое проникновение глинокислотных растворов в пласт осложняет течение очень сложных химических реакций, затрудняет удаление отработанных рабочих жидкостей и, следовательно, сильно понижает эффективность действия глинокислотных растворов в пласте. Поэтому при использовании глинокислотных растворов для кислотных ванн в пределах эксплуатационного забоя выше рекомендовался двухстадийный технологический процесс.
В результате долголетней практики кислотных обработок установлено, что перед любой обработкой пласта глинокислотными растворами (эксплуатационного забоя и призабойной зоны) для удаления растворимых в соляной кислоте минеральных образований на первой стадии необходимо предварительно породу обработать соляной кислотой.
На первом этапе в пласт вытесняется солянокислотный раствор, а следом, на втором этапе — глинокислотный раствор. Объем рабочей жидкости для второго этапа из опасений, излагавшихся выше, ряд исследователей рекомендует уменьшить по сравнению с первым — в 2 раза [45].
В такой последовательности обработка солянокислотным раствором является как бы посредствующим звеном, подготовляющим глинистые породы к химическому разрушению на следующей стадии процесса.
Теоретическое положение о растворимости в кислоте породы, конвекционных процессах, возникающих в этой реакции, и роли принуди- 208
тельной конвекции в интенсификации коэффициента растворимости (§ 7 данной главы), находит практическое подтверждение в технрлоги- ческих процессах обработки пласта кислотными растворами.
Хорошие результаты в этих процессах получают от перемещения кислоты в пласте вместо покоя, которое поддерживается в стандартных процессах после вытеснения рабочей жидкости в пласте. Такое, сравнительно не очень интенсивное перемешивание кислоты в пласте уже повышает степень выщелачивания. t
В последнее время в этих процессах стали применять более сильное средство — забойный гидравлический вибратор. С его помощью в 2—3 раза по сравнению со стандартными процессами увеличивается производительность скважин. Значительно положе, чем обычно, происходит в них падение текущих дебитов [18].
Высокая результативность от вибрирования кислотного раствора у забоя и, следовательно, от его более активного перемешивания в пласте указывает на глубокое истощение химической энергии кислоты, что существенно повышает общий к. п. д. реакции кислоты с породой, вызванной именно принудительной конвекцией.
ОБРАБОТКА ПРЕСНОЙ ВОДОЙИ ВОДНЫМИ РАСТВОРАМИ ПАВ
Промывка пласта пресной водой. Для удаления из порово-трещинной среды кристаллов каменной соли, переотложившихся при вскрытии пласта или участвующих в породообразовании коллектора, сложенного карбонатными породами, применяется пресная вода или водные растворы ПАВ.
Из естественных микротрещин каменная соль удаляется вытеснением в пласт на форсированных режимах (до 100 л/сек) очень больших объемов пресной воды с низкой концентрацией солевого состава или водного раствора ПАВ слабой концентрации (0,01% вес.) и его осоло- нением непосредственно в пласте. В таких растворах механической примеси допускаются лишь следы.
Удаление каменной соли целесообразнее выполнять не сразу, а в два-три этапа с постепенным наращиванием от одного до другого этапа объема рабочей жидкости. В каждом из них после вытеснения в пласт рабочая жидкость извлекается на поверхность и по взятым пробам определяется количество соли, удаленной из пласта за данный этап. Естественно, что после каждого этапа сфера пласта, охваченного процессом, будет расширяться.
По величине растворимости кристаллов соли в рабочей жидкости (устанавливается лабораторным исследованием) и всего объема пресной воды или раствора ПАВ, вытесненного в пласт, определяется общее количество каменной соли, извлеченной из пласта.
При извлечении соли давление на поверхность стенок трещин и испытываемое от этого породой растягивающее напряжение суммируются с результатом химического взаимодействия и растворения соли в водном растворе ПАВ. Вследствие этого трещины раскрываются по направлениям естественной рассеченности массива и от соли освобождаются. Поэтому в окрестностях эксплуатационного забоя ширина микротрещин может стать даже больше, чем она была в естественных условиях. Этим физическим и химическим воздействием достигается увеличение живого сечения каналов, сообщающих пласт со скважиной.
Такой процесс впервые был осуществлен в Аппалачском районе северной части месторождения Огайо (США). В пласт вытеснили 150 м3 воды и при этом извлекли из него 24 т каменной соли.
В процессах заводнения пресной водой на Яблоновском месторождении в продукции обводняющихся скважин получали минерализованную воду, осолонявшуюся при своем течении по микротрещинам [4].
В НПУ Бориславнефть при разработке нефтяной залежи в связи со снижением давления в пласте заметили выпадение кристаллов каменной соли в порах и трещинах призабойной зоны, вследствие чего естественные каналы, связывающие пласт со скважиной, теряли свою фильтрационную способность. Для удаления отложившихся на эксплуатационном забое кристаллов каменной соли забой стали промывать горячей опресненной водой, что неизменно содействовало восстановлению дебитов нефти из скважин, потерянных в результате закупорки солью эксплуатационного забоя [54].
Процесс удаления каменной соли осолонением пресной воды проведен также на Марковской площади Иркутского амфитеатра в скв. 65.
Промывка пласта водными растворами ПАВ. Выше указывалось, что пленки нефти, покрывшие зерна породы и поверхность стенок микротрещин, могут препятствовать контакту матрицы породы с кислотой, а отсутствие контакта между ними в свою очередь будет препятствовать растворению породы.
Обработка призабойной зоны кислотными растворами в залежах нефти, содержащей высокомолекулярные соединения, может в этих условиях даже не дать результатов. Поэтому перед процессами кислотной обработки призабойной зоны, когда поровое пространство и микротрещины насыщены нефтью, промывкой пласта водными растворами ПАВ подготовляют трещинную среду к последующему процессу.
Промывку микротрещин водными растворами ПАВ уместно соединить в одном процессе с определением приемистости и давления раскрытия трещин; это нередко практикуется в наших экспериментальных работах.
ПРОМЫВКА МИКРОТРЕЩИНУГЛЕВОДОРОДНЫМИ РАСТВОРАМИ
При выполнении процессов обработки трещиноватых пород кислотными растворами возможно образование в пластовых условиях на контакте кислота — нефть плотных пленок из парафинов и смол, содержащихся в нефти. Они слипаются из коллоидных частиц в пастообразную массу, которая, как тампон, может закупорить микротрещину.
Положение в скважине, осложненное этими явлениями, еще больше усугубляется появлением в ее продукции прогрессивно увеличивающейся пластовой воды. В результате потери фазовой проницаемости и образовавшихся пробок производительность скважины стремительно падает, а полученный от ранее выполненного процесса эффект оказывается кратковременным.
В таком случае может быть весьма полезной промывка трещин пласта пригодным для данных условий углеводородным растворителем.
В качестве такого растворителя для разрушения углеводородного барьера, образованного тяжелыми компонентами нефти в призабойной зоне, предложен 0,1%-ный раствор неионогенного ПАВ —ОП-4, приготовленный на углеводородной основе. В качестве углеводородной основы лучше всего использовать неполярный осветительный керосин с добавкой 5—10% нефтяного бензола.
Этим раствором на форсированных режимах закачки при давлении, соответствующем давлению раскрытия микротрещин, можно растворить образовавшуюся в пласте из смол и парафинов пасту и достигнуть тем самым увеличения пропускной способности искусственно расширенных ранее естественных микротрещин, закрепленных твердым агентом.
Но среди разведуемых нефтяных месторождений встречаются неф-^ теносные залежи, в которых нефть характеризуется очень большим содержанием не только парафинов и смол, но и асфальтенов. Асфальтены представляют собой высокомолекулярные органические соединения, содержащие кроме углерода и водорода также азот, кислород и серу. Молекулярный вес их в зависимости от применяемого при определении растворителя колеблется от 2000 до 4000. Асфальтены растворяются в хлорорганических растворителях и высших углеводородах нефти, но не растворяются в легкокипящих метановых углеводородах.
В нефтях содержится до 1% асфальтенов, а в сильно смолистых, тяжелых нефтях их содержание достигает 2—4%. Асфальтены значительно отличаются от нейтральных смол своим черным цветом. В определенных пластовых условиях низких температур и давлений и высокой газонасыщенности пласта последние придают нефти необычно высокие вязкопластичные свойства. Асфальтены, как высокомолекулярные компоненты нефти, адсорбируются на поверхности стенок трещин и достаточно прочно удерживаются на ней. Являясь соединениями ароматичет ского ряда, они адсорбируют также ароматические компоненты нефтц. Из лабораторных исследований виддо, что для такого сочетания природных факторов, как низкие реологические свойства нефти и особо ухудшенные пластовые условия, усугубившиеся контактом кислоты с нефтью, необходимо применять растворители с большой потенциальной химической энергией.
В поисках такого активного растворителя, способного в неблагоприятных пластовых условиях: температуры, газонасыщенности и давления растворять тугоплавкие компоненты нефти, особенно после выполнения процессов кислотных обработок, был испытан хлороформ при атмосферном давлении и комнатной температуре.
Из данных физико-химических свойств хлороформа (см. главу V) видно, что точка кипения его с 61,7° С при атмосферном давлении резко повышается до 191,8° С уже при давлении 20 кГ)см\ Обычно встречающиеся более высокие пластовые давления, очевидно, вполне гарантируют хлороформ от испарения и нахождения его в пласте в жидком состоянии, т. е. в таком качестве, которое как раз требуется для растворителя.
Хлороформ в растворе осветительного керосина в концентрациях 5—10—15% показал высокую растворяющую способность. Значительно понизились при этом напряжение сдвига и структурная вязкость испытанной нефти. Такой раствор можно в зависимости от пластовых условий использовать для других добавок, а также с нефтерастворимыми добавками ПАВ типа ОП-4 или ДВ. Добавки, обычно хорошо смачивая пластовую среду, повышают гидрофобность порово-трещинной среды, служат лучшему удалению отработанной рабочей жидкости из пласта1, а также снижению на границах фаз поверхностного натяжения и капиллярного давления.
В скважину опускается один ряд насосно-компрессорных труб, башмак которых устанавливается на середине эксплуатационного забоя. Производится прямая промывка чистой технической водой через устьевое оборудование, установленное для процесса. Промывка ведется до полного осветления воды на форсированных режимах с доведением расхода воды до 2500—3000 м?! сутки. При этом промывают внутреннюю поверхность труб и забой. Также промывают и очищают до блеска бункеры одного насосного агрегата, который выделяется для закачки
хлороформа специально. Выкидные линии этого агрегата промываются вместе со всей остальной коммуникацией, смонтированной для процесса. Далее подъемные трубы промывают несколькими цепочками 3%-ного раствора ингибированной соляной кислоты, после чего их окончательно промывают смесью воды и кварцевого песка, доводя при этом расход пульпы до трех циклов обращения.
После всех перечисленных подготовительных работ приступают к основной работе. На крайне медленных режимах в трубы закачивают осветительный керосин, которым замещают весь объем труб и 200 м от забоя вверх объем затрубного пространства скважины. Далее, закрыв затрубное пространство, через трубы закачивают на форсированных режимах раствор хлороформа в керосине, а затем — осветительный ке- роси. Керосин вытесняется в пласт технической водой, при этом принимаются меры, чтобы вода в пласт не проникла. Объемом 5—10%-ного раствора хлороформа в осветительном керосине задаются исходя из следующего. Процесс обработки пласта хлороформом проводится с целью растворения высокополимеризованных смол и асфальтенов, оставшихся в трещинах после кислотной обработки.
Вполне естественно, что такая полутвердая масса образовалась там, где между нефтью и кислотой происходил контакт. Отсюда можно заключить, что суммарный объем керосина и хлороформа должен приблизительно соответствовать сумме объемов ранее вытесненных в пласт рабочих жидкостей.
Несмотря на то, что хлороформ представляет собой реагент менее токсичный, чем реагенты, применявшиеся ранее, все же при нагнетании его в скважину в больших количествах необходимо пользоваться противогазами марки М, резиновыми перчатками, сапогами и фартуками, так как хлороформ является наркотическим средством.
Одним из важных показателей рекомендуемого процесса служит время выдержки, необходимое для растворения твердых примесей нефти. В этих опытах выдержка в течение одного или нескольких часов в лабораторных условиях оказывается для полного растворения образцов кристаллического асфальтена вполне достаточной.
Значительно более высокие пластовые температуры по сравнению с исходной (на земной поверхности), разумеется, интенсифицируют процесс растворения асфальтенов хлороформом, но на выравнивание температур растворителя и пластовой нефти, очевидно, потребуется некоторое дополнительное время.
Окончание растворения пастообразной массы может быть отмечено следующим образом. Зафиксировав при вытеснении в пласт рабочей жидкости максимальное конечное давление на устье скважины, установим во время нахождения ее в покое систематическое наблюдение за динамикой устьевого давления. За признак окончания действия растворителя в пласте для опытных процессов примем самое низкое давление, которое установится на устье.
После того как будет отмечено это давление, очень плавно скважину введем в работу.
Тем не менее это не исключает необходимости выполнения более углубленных лабораторных исследований физико-химических свойств хлороформа, а также более подробного изучения всех деталей процессов обработки пласта с его применением.
Удаление неподвижного битума. Плотно заполняя каналы сообщения, нелюминесцирующий черный битум значительно сокращает дренажную сеть и вносит в гидродинамическую систему связи пласта заметные помехи. В применяющихся растворителях (бензоле, ацетоне) такой битум не растворяется. Выбор для битума растворителя во многом зависит от степени его метаморфизации. Требования, предъявляемые 212
к нему, все больше повышаются в зависимости от глубины и стадии метаморфизации которую прошел данный битум при своем старении.
Для растворения такого битума в лабораторной практике применяют обычно высшие углеводороды типа пиридина, фенантрена, антраценового масла и др.
Вполне очевидно, что процессы растворения битума в пластовых условиях и восстановления фильтрационной способности заполненных им трещин могут быть запроектированы только для конкретных условий и им должны предшествовать лабораторные исследования по изысканию пригодного для процессов воздействия растворителя и обоснованию самого процесса.
Гл а в a XI
ОБРАБОТКА (ВСКРЫТИЕ) ПЛАСТА РАЗРЫВОМ
Процессы обработки (вскрытия) пласта с применением для его разрыва высоких давлений, развиваемых на устье скважины, как правило, осуществляются в два этапа.
На первом этапе выполняются подготовительные работы. Высокие, иногда просто непреодолимые для применяющегося оборудования давления вытеснения рабочих жидкостей снижаются при помощи операций подготовительного характера. К ним относятся дополнительная кумулятивная перфорация в узком интервале пласта; создание на заранее установленном интервале эксплуатационного забоя надрезов гидро- пескоструйным аппаратом; промывки скважины водой на форсированных режимах; сообщение забою «ударов» со Знакопеременными давлениями и, наконец, различные варианты кислотных обработок.
Сочетание высоких режимов промывки водой с очень медленной циркуляцией кислотными растворами в пределах эксплуатационного забоя, а также промывка несколькими «порциями» кислотного раствора, отделенного между собой слоями чистой воды, обычно дают большой эффект. В подготовительных операциях очень хорошие результаты получают также и от кислотной ванны, проведенной перед основным процессом.
Для создания чистоты внутри промывочных труб и удаления с их внутренней поверхности слоя металла, тронутого коррозией, производится промывка с высокими расходными показателями при помощи суспензий, приготовленных из пресной воды и кварцевого песка.
Внутреннюю поверхность обсадных труб часто очищают от остатков цемента и заусенцев при помощи скребков или шаблона. Экспуата- ционный забой очищается от загрязняющих материалов (глинистой корки и других отложений) промывкой, но на очень медленных режимах; при этом в качестве рабочих жидкостей используются водные и кислотные растворы ПАВ и органические растворители, а также при помощи гидромониторного скребка или гидропескоструйного аппарата.
Исключительно эффективными оказались в подготовительных операциях мероприятия по вытеснению в пласт при очень незначительных дозах кислотной смеси, особенно когда цементирующим материалом в породе являются карбонаты, присутствующие в них даже в самых малых количествах (от 0,5 до 1%). Операция эта в ряде районов (Шир- ванская площадь Азербайджанской ССР) была решающей и значительно способствовала успешному осуществлению процесса, имевшего для данного района принципиальное значение (осуществление поддержания пластового давления освоением водонагнетательных скважин). Конечно, действие такой операции распространяется лишь на породы, с которыми кислотная смесь в какой-то мере химически взаимодействует.
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА (ГРП)
Сущность метода ГРП и механизм его действия изложены в литературе достаточно подробно. В массиве горных пород призабойной зоны благодаря вытеснению в пласт под высоким перепадом давления рабочей жидкости создаются растягивающие напряжения, уменьшающие сжимающие напряжения, существующие в призабойной зоне после вскрытия пласта бурением. Следовательно, эффект от гидростатического давления рабочей жидкости, вытесняемой в пласт, подобен снижению величины сжимающего напряжения. Вследствие повышения давления жидкости частицы породы прижимаются одна к другой до тех пор, пока давление в матрице не достигает величины, уравновешивающей существующие в породе напряжения. При дальнейшем повышении давления избыток его над напряжением в породе растягивает каркас породы до раскрытия естественных микротрещин или превышения предела прочности породы и разрыва ее по самому слабому сечению с образованием искусственной трещины. Процесс развития трещин не столько зависит от прочности горных пород, сколько от горного давления, упругих свойств породы, а в коллекторах порового типа от фильтрационной характеристики рабочей жидкости. ।
Разрыв может происходить также вдоль фиксированных плоскостей в местах с непрочными породами или на контактах прослоев.
При снятии с устья скважины избыточного давления под влиянием напряжений в породе трещины могут сомкнуться обратно. Для предотвращения смыкания и сохранения трещин в раскрытом состоянии по линии их рассеченности вводится и размещается между стенками трещин высокопроницаемый прочный зернистый заполнитель, выполняющий роль опоры, воспринимающей призабойное напряжение. Особая роль принадлежит в этом процессе рабочей жидкости, которая, удерживая твердый агент во взвешенном состоянии, транспортирует его по стволу и доставляет к эксплуатационному забою; кроме того, она создает в породе расклинивающий эффект, а также разносит и размещает по системе микротрещин твердый агент.
В призабойной зоне при помощи ГРП создается область с высокой проницаемостью, в которой до этого трещины вовсе отсутствовали или выполняли в дренажной системе второстепенную роль. Естественно, что сеть трещин вокруг эксплуатационного забоя и линии токов, фильтрующихся по капиллярным каналам или микротрещинам, в связи с выполнением ГРП претерпевают коренные изменения.
Образованные в породе одна или даже целая серия искусственных и раскрытие естественных трещин увеличивают проницаемость призабойной зоны, повышают эффективность процессов фильтрации в пласте, облегчают возбуждение притоков и, что особенно важно, восстанавливают первоначальную гидродинамическую связь и нормальное сообщение скважины с пластом в коллекторах, микротрещины в которых сомкнулись после вскрытия пласта.
С созданием искусственных или раскрытием естественных трещин область пласта, дренируемая скважиной, распадается уже на две зоны: прилегающую к эксплуатационному забою скважины, в которой вновь созданы (или раскрыты) трещины с искусственно повышенной проницаемостью, и удаленную, в которой проницаемость пласта сохранилась в естественном состоянии.
Из природного резервуара по всей существующей в пласте дренажной системе, сплетенной большим числом тончайших нитей и соединительных капиллярных каналов, образованных порами и микротрещинами, нефть (газ) по трещине течет к эксплуатационному забою. Таким образом, в призабойной зоне образуется двухстадийное движение: в поровой среде и течение по трещинам.
РисРис41. Схема образования искусственной трещины41. Схема образования искусственной трещиныI — разрушающий пласт, II — непроницаемая кровля пласта, III — продуктивный пласт, IV — непроницаемая подошва пласта, 1—пакер.I — разрушающий пласт, II — непроницаемая кровля пласта, III — продуктивный пласт, IV — непроницаемая подошва пласта, 1—пакер.
Рис
Рис
41. Схема образования искусственной трещины
41. Схема образования искусственной трещины
I — разрушающий пласт, II — непроницаемая кровля пласта, III — продуктивный пласт, IV — непроницаемая подошва пласта, 1—пакер.
I — разрушающий пласт, II — непроницаемая кровля пласта, III — продуктивный пласт, IV — непроницаемая подошва пласта, 1—пакер.
Основная параметрическая характеристика (протяженность, частота, ширина и др.) вновь образовавшихся или принудительно раскрывшихся трещин зависит от геолого-физических условий, в которых осуществляется процесс, напряженного состояния и физико-механических свойств пород, образовавших пласт, а самое главное — от условий, в которых пласт залегает. Под условиями залегания в первую очередь следует понимать характер пород, перекрывающих и подстилающих объект, подвергаемый разрыву. Их физико- механические свойства, как теперь достаточно полно установлено практикой, в успехе процесса и получении конечных положительных результатов играют немаловажную роль.
стистиТрещины во время закачки жидко- удерживаются в раскрытом состоя-
сти
сти
нии за счет упругой деформации породы под действием перепада, образующегося между давлением жидкости и горным давлением.
Дальнейшее распространение самой незначительной трещины в породе практически совершенно не зависит от прочности породы, так как в конце трещины возникают настолько большие напряжениях, что их не выдержит ни один хрупкий материал.
Эффект от процесса обеспечивается наибольшей шириной создаваемых или раскрываемых трещин, развитием и рас-
пространением их по пласту как можно дольше вглубь от эксплуатационного забоя, получением трещин в продуктивной части в заданном его интервале, а в трещиноватых породах — полноценным раскрытием и закреплением уходящих в глубь большого числа подводящих естественных микротрещин, составляющих дренажную сеть пласта. Расход жидкости Q до возникновения трещин связан с репрессией Др3=р3—Р«> (где р3— давление у забоя, роо — давление пласта), отвечащей по закону Дарси линейной зависимости. При повышении давления на забое скважины в какой-то момент, соответствующий репрессии Д/\, линейная зависимость между расходом и репрессией нарушается — происходит раскрытие естественной или образование искусственной трещины (рис. 41).
При Рз>роо+^p. расход быстро возрастает и линейная зависимость р3 и Q заменяется новой зависимостью относительно плавно или, нередко, скачком.
Пусть продуктивный пласт залегает на глубине Н, тогда
<?н = ^Yn,
где <7н — горное давление, Лп — удельный вес горных пород.
Так как мощность пласта во много раз больше диаметра скважины, то можно принять, что в процессе вскрытия продуктивная порода испытывает плоскую деформацию, при которой, как это следует из теоремы Ляме, бурение вертикальной выработки кругового поперечного сечения, т. е. скважины, не изменяет нормальных напряжений.
ДАВЛЕНИЕ РАЗРЫВА
Одним из обязательных условий формирования залежей нефти и газа является присутствие над нефтегазоносным пластом непроницаемой кровли (точнее, кровли с исчезающе малой проницаемостью). 216
Кровля пласта в природных условиях чаще всего представлена глинистыми или же галогенными породами, которые вследствие своих механических свойств и особенно условий, существующих на больших глубинах, находятся в состоянии) возможного возникновения в них при вскрытии пластической деформации.
Возникновение пластического течения породы объясняется наступлением критического напряжения сдвига. В этом состоянии порода обладает одновременно свойствами твердого тела и жидкости.
Характеризующиеся таким образом породы кровли (подошвы) при переходе в состояние пластической деформации значительно изменяют величину напряжений в породе и перемещения на контуре скважин.
Впервые работами [29, 30, 65, 105—107] теоретически было показано, что в результате падения напряжения в центре выработки (скважины) и пластической деформации пород, перекрывающих или подстилающих продуктивный пласт, призабойное напряжение q3 вблизи стенок от горного давления частично разгружается.
Выше описывался механизм разрыва (раскрытия) вытеснением в пласт рабочей жидкости. Гидростатическое давление ее действует против сжимающих напряжений, существующих в каркасе породы. Вместе с рабочей жидкостью в том же направлении, что и жидкость, действует пластическая деформация пород кровли (подошвы). Своим течением она как бы уменьшает величину горного давления, существующего в геологическом разрезе газонефтеносного пласта.
Пластическая деформация породы при бурении вызывает перемещение и порода выдавливается в сторону выработанного пространства (скважины). Вблизи стенок скважины устанавливается новое напряженное состояние, при котором о2 уже не равно напряжению в ненарушенном массиве, а определяется исключительно несущей способностью тех прослоев разреза, которые претерпели пластическую деформацию. Над разгруженным пространством вышележащие породы образуют естественный обратный свод, передающий повышенные напряжения в глубь пласта на области, удаленные от стенок скважин (см. главу Ш,§ 4).
Со временем величина падения напряжения в породе (разгрузка) и охваченная ею область увеличиваются, стремясь к некоторому предельному значению. При небольших глубинах залегания разгружающая способность деформирующихся пород невелика.
В Донецком угольном бассейне для интенсивного дренирования в угольных пластах притоков природного газа в ряде скважин на глубине 500—600 м осуществляли ГРП. Давления разрыва, которые развивались в этих процессах, во всех случаях соответствовали весу вышележащих пород (140—150 кПсм^, а иногда немного их превышали. Но, как это теперь подтверждено многолетней практикой выполнения процессов ГРП, с увеличением глубины залегания обрабатываемого объекта, как правило, давления раскрытия или образования трещины снижаются тем значительнее, чем ближе от этого объекта порода, склонная к пластической деформации. В настоящее время в этом отношении накоплен большой фактический материал, анализ которого приводит именно к такому выводу.
Определим разгрузку в глинистом слое, вызванную его вскрытием [30].
При плоской деформации напряжение в глинистом слое будет определяться уравнением равновесия и законом пластичности, который при такой деформации представляется в виде
Здесь
q = — oz = — ~ (oz + а0),
где т — главное касательное напряжение; п2— среднее нормальное напряжение.
Главное касательное напряжение выражается как т = tg ф (д — д0) 4- Ко,
где ф— угол внутреннего трения; Ко — коэффициент сцепления при д=д0.
В случае F (q) =К в теории упругости и пластичности доказывается, что
1п-у = -^(9-9„),(XI. 1)
где К — коэффициент пластичности глинистых пород.
При Г (д)=я (д—до) 4- Ко имеем
2_Г1+а^р;(XI.2)
Го LКо J
где а = /£ф; го — радиус области, вне которой порода полностью сохранилась от разрушений.
При использовании этих уравнений в диапазоне до<д<д«> следует принять
К = Коо~ (^оо — ^о) tg-ф,
где К,» — коэффициент сцепления при q—q,».
Для главных напряжений имеем:
— oz = Яо + ^К In— ,го
-o, = q„-K +2К1П —,Го
— О6 = д0 + к + 2^1n— . го
Зона пластического течения в массиве породы имеет ограниченный радиус r=zv на которой д=дн. Вне окружности г=г, глинистый слой находится в упругом состоянии и при г>г„
— аг = Ян-
Уравнения Ляме (I. 30) можно переписать так
(XI.3)
ае ~ Ян (Ян Яг,^ у7 / ’° 2 = Ян,
Яг, = - Or, = до - К 4- ^К In — ,(XI.4)
Г О
дн—д0=2К1п—.(XL5)
г0
Считая г = г0 и оГб = Н^,
q^Hy + K.(XI.6)
Как видим, радиус разгрузки зависит от коэффициента пластичности глин К, некоторого радиуса г,, на который в массиве породы распространяется пластическая деформация, и глубины залегания породы, подвергшейся этому виду деформации.
218
Пользуясь уравнением (XI. 2), можно определить радиус, на кото рый распространилась разгрузка
— [1 -Мг о L— [1 -Мг о LЯн ?оКоЯн ?оКо(XI.7)(XI.7)а также величину разгрузки, выраженную через радиус г*;а также величину разгрузки, выраженную через радиус г*;(XL8)(XL8)
— [1 -Мг о L
— [1 -Мг о L
Ян ?о
Ко
Ян ?о
Ко
(XI.7)
(XI.7)
а также величину разгрузки, выраженную через радиус г*;
а также величину разгрузки, выраженную через радиус г*;
(XL8)
(XL8)
В работе [30] для rjro составлена таблица при некоторых значениях К, Яо, в Для скважин глубиной 1000, 2000 и 3000 ле.
Рис. 42. Эпюра падения давления в массиве.Рис. 42. Эпюра падения давления в массиве.1 — стенка скважины; 2 и б —глинистые слои; 3— деформациякровли пласта; 4 — продуктив-ный пласт; 5 — деформация по-дошвы пласта.1 — стенка скважины; 2 и б —глинистые слои; 3— деформациякровли пласта; 4 — продуктив-ный пласт; 5 — деформация по-дошвы пласта.Если порода, претерпевающая пластическую деформацию, в стратиграфическом разрезе расположена непосредственно в кровле горизонта, то величина разгрузки в продуктивном пласте будет
Рис. 42. Эпюра падения давления в массиве.
Рис. 42. Эпюра падения давления в массиве.
1 — стенка скважины; 2 и б —глинистые слои; 3— деформациякровли пласта; 4 — продуктив-ный пласт; 5 — деформация по-дошвы пласта.
1 — стенка скважины; 2 и б —глинистые слои; 3— деформациякровли пласта; 4 — продуктив-ный пласт; 5 — деформация по-дошвы пласта.
Ро = —9 — 2/<ln—.(XL9)
г0
На рис. 42 схематически воспроизведена картина упругих деформаций в продуктивной
породе и показана эпюра разгрузки.
Из уравнений (1.14) и (XI.9) следует, что призабойное напряжение
Яз = Рвн — п 0,85/^ — ро, (XI. 10)
а для условий АВПДа для условий АВПДгде рвн — внешнее давление при постоянных значениях р<»\ п — коэффициент, изменяющийся от 0,7 до 1,0 для нормальных условий,
а для условий АВПД
а для условий АВПД
имеющий в каждом случае самостоятельное значение; р* — пластовое
давление.
Давление разрывающей жидкости, необходимое для образования
искусственных или раскрытия естественных трещин, зависит от величины призабойного напряжения, при этом, как видно из (XI. 10), оно вследствие разгрузки горного давления может быть значительно меньше, чем в ненарушенном массиве. По выведенным формулам [30] подсчитано, что на глубине 2000 м, если разгружающие породы отделены по высоте на расстояние 25 м, давление разрыва составит 228 кГ}см\ соответственно 10 м—169 кГ1см\ 5 м—125 кГ[см^.
Некоторые исследователи считали, что причина более низких разрывных давлений заключена не в эффекте разгрузки, а в неравномерном распределении напряжений в массиве продуктивной толщи. Напряжение по нормали к площадкам, секущим породу вкрест простирания, вследствие бокового распора якобы всегда меньше, чем напряжения, ориентированные по напластованию. Поэтому, по их представлению, на глубине могут развиваться лишь вертикальные трещины.
В главе I указывалось, что, во-первых, напряженное состояние в массиве горных пород за миллионы геологических лет формирования месторождения постепенно выравнивается и, как в жидкости, становится одинаковым во всех направлениях; во-вторых, экспериментальные работы в нефтешахте на Ухте показали, что наиболее вероятным в процессах трещинообразования является раскрытие трещин, существующих в породе, которые в процессах ГРП развиваются лишь по линиям естественной рассеченности, так как прочностные свойства породы для таких условий теряют свое значение.
Экспериментальные исследования, поставленные на Плотников- ской площади в Кузбассе, подтвердили правильность гипотезы о раз-
гружающей способности пластически деформирующихся пород кровли (подробно см. главу XII).
Разведочная скв. 4 на этой площади пробурена на глубину 3000 л/. В ее разрезе всего было выделено восемь объектов, подлежащих опробованию, из которых в пяти объектах намечался ГРП. В кровле объекта, находящегося на глубине 2408—2423 м, залегает мощная аргиллитовая пачка (140 л/), которая подстилает и другой объект с отметками глубина 2235—2270 м. Наконец, в кровле объекта в интервале 2500—2540 м также залегает глинистый прослой мощностью 12 м
В двух нижних объектах (2724—2756 м^ в кровле объектов, намечавшихся для ГРП, пород, способных к пластической деформации, нет.
На подготовительных этапах процессов ГРП для снижения разрывных давлений во всех пяти объектах был выполнен ряд совершенно одинаковых мероприятий: сосредоточение перфорации (зарядами кумулятивного действия) в узком интервале и большая частота отстрела: промывка на форсированных и медленных режимах водой и кислотными цепочками; наконец, солянокислотные обработки. Результаты этих'мероприятий и процессов ГРП, проведенных в каждом из пяти объектов, оказались очень показательными.
, В интервалах глубин 2500—2540, 2408—2423, 2235—2270 м в процессе ГРП было зарегистрировано образование (раскрытие) трещин при сравнительно невысоких давлениях (280—300 кПсм2^, после чего приемистость их намного повысилась.
В интервалах же глубин 2724—2756 м, несмотря на то, что давление разрыва кратковременно повышалось до 600 кГ/см2, достигнуть разрыва (раскрытия) трещин все же не удалось.
На всех объектах процесс вели в одинаковых условиях: одной и той же рабочей жидкостью, одними и теми же механизмами, в геологическом разрезе одной и той же скважины в узком интервале ее глубины. И, несмотря на это, в операциях по разрыву первых трех и последних Двух объектов обнаружились совершенно отличные результаты. Подобные явления в процессах ГРП были отмечены впоследствии также Ю. В. Зайцевым. Из установленных фактов вытекает, что обоснованный теоретическим путем эффект разгрузки теперь нашел экспериментальное подтверждение.
Основной физической предпосылкой теории, устанавливающей возможность понижения напряжения в продуктивной породе, является, таким образом, наличие вблизи нее породы, способной к пластической деформации.
Понижение напряжения в каркасе продуктивной породы в окрестности скважины, т. е. напряжения, обусловленного горным давлением, представляет большой практический интерес, так как эффект разгрузки вызывает в технологических процессах обработки пласта снижение давления, необходимого для раскрытия естественных или образования новых трещин, что в свою очередь значительно упрощает их выполнение.
Вследствие разной ориентации трещин в пространстве и величины разгрузки давления разрыва (раскрытия) трещин на практике существенно колеблются.
Необходимое для разрыва давление с учетом образования пластической зоны вокруг скважины определяется из следующей зависимости {30J:
Др* = — ₽о — ~^— ^Р* + х, (XL 11)
где Д^*— перепад давления рабочей жидкости, вытесняющейся в в пласт,- при котором фиксируется новообразование трещины; <?н*— 220
напряжение в горизонтальной плоскости, передающееся через контакт между зернами; р0 — величина разгрузки для случая, когда почти непроницаемая кровля непосредственно перекрывает продуктивную породу; член -^— Ар* выражает давление, возникающее в породе от -фильтрационного потока; х— напряжение растяжения, вызывающее разрыв и образование новой трещины.
В карбонатных породах трещинного типа давление, необходимое для раскрытия естественной трещины, равно призабойному напряжению, и, исходя из (XI. 10), будет
q3 = Ар* =Рвн — п 0,85pw — р0. (XI. 12)
ШИРИНА, ПОВЕРХНОСТЬ И ОБЪЕМЕДИНИЧНОЙ ТРЕЩИНЫ
В основу расчетов основных геометрических величин, полученных для естественных трещин после их принудительного раскрытия, а также для искусственных трещин, образовавшихся в массиве породы в лроцессе ГРП, положен ряд физических представлений механизма процесса [30]. Для случая, когда через стенки микротрещин практически рабочая жидкость не фильтруется, механизм раскрытия или разрыва представляется следующим образом.
В пласт под давлением, превышающим существующее в призабойной зоне напряжение в породе, закачивается рабочая жидкость. Если давление жидкости на забой р3 превосходит давление разрыва Ар*, то существующие в пласте естественные трещины раскрываются. Постепенно, по мере дальнейшего увеличения давления, растут длина, ширина и объем естественной трещины. Не исключено, что особенно в неглубоко залегающих пластах, где разгрузки может не быть, трещины расширяются в массиве непосредственно под давлением слабо- фильтрующейся жидкости (подобно штампу, вдавливающемуся в породу).
Объем образовавшейся трещины со слабофильтрующейся рабочей жидкостью вследствие отсутствия фильтрации через стенку трещины определяется объемом закачанной .жидкости, ее вязкостью, а также .модулем Юнга и коэффициентом Пуассона окружающих пород. Несколько по-другому протекает процесс, когда в поровых коллекторах рабочая жидкость фильтруется через стенки трещин. В этом случае трещина образуется не в результате непосредственного приложения к •ее стенкам гидростатического давления, а вследствие гидродинамиче- •ского давления жидкости, фильтрующейся в трещинно-пористой среде и вызывающей упруго-пластические деформации в каркасе пласта и в •его кровле (подошве). При образовании или раскрытии трещин в этом ■случае объем их определяется расходными показателями (темпом закачки рабочей жидкости, вытесняющейся в пласт).
Учитывая разгрузку и пренебрегая влиянием деформации продуктивного пласта, максимальную ширину трещины у ее устья на стенке «скважины можно выразить формулой [30]
2б)т„,«^гт. (XI.13)
Здесь гт определяется из следующих условий.
Пусть г с — радиус, на котором напряжение в породе соответствует давлению рс. Так как
—Ро = АРс и In— = *
то радиус трещины гт больше, чем гс, и будет определяться из условия, что в конце трещины ее раскрытость станет равной нулю.
Так как гт« 1,5 гс, то
п ,
^wmax — £ гт ~ ~ ^с
окончательно примет вид
®шах ~ р Гт ~ Гс. (XI. 14)
Если гт>г* и разность ду*—\рй близка к нулю, то при Н* = =2000 м, А^=40 кГ]смг, гт=25 ж, £=1,5-105 кПсмг и Д/?с=265 кГ^см- объем трещины составит 22 ж3*.
Работы по определению геометрических размеров трещин выполнены также во ВНИИ Ф. И. Котяховым, который использует гидродинамические исследования и фотокаротаж для определения ширины трещин [37].
или
^ = 83-105тт«2;
<0 = 1/—^—,(XI.15)
83-105тт47
где тт— коэффициент трещиноватости; Кт — коэффициент трещинной проницаемости; г]т— коэффициент продуктивности, обусловленный трещиноватостью; с — объемный коэффициент пластовой жидкости; ц— вязкость жидкости в пластовых условиях; и — коэффициент удельной густоты трещин, который определяется при помощи фотокаротажа; А^, Re — соответственно радиусы контуров питания и скважины; h — мощность пласта (терминология и обозначения — по Ф. И. Котяхову).
Для вычисления объема трещины дана зависимость [30]
V = 4 л J'T tor dr.о
После раскрытия интеграла получаем
V = —(1 —v2) 0,51г3
или
(XI.16)
Очевидно, отсюда поверхность единичной трещины
N^N^4К^Eto4К^Eto
N^
N^
4К^
Eto
4К^
Eto
или
(XL 17)(XL 17)N^.
(XL 17)
(XL 17)
Для карбонатных пород при определении ширины естественной вертикальной трещины рекомендуется пользоваться следующей зависимостью [12]:
(XI. 18)(XI. 18)ю = 1 65-^-,Е
(XI. 18)
(XI. 18)
где / — ширина вертикальной трещины, которая равна или меньше мощности пласта.
Как видно из приведенного, в трещиноватых породах между количеством жидкости, вытесненной в пласт, и давлением в скважине существует однозначная зависимость. При постоянном давлении на устье давление в трещине будет постоянным по всему радиусу трещины.
В табл. 21 представлены расчетные объемы свободного пространства трещин для радиусов различной величины.
Таблица 21
Объем трещин в jw3 при различных h и Ro, V = nR^h
к, я
R», я
1
5
10
20
30
40
50
0,05
0,0015
0,04
0,16
0,62
1,41
2,51
3,93
0,1
0,003
0,08
3,31
1,25
2,8
5,03
7,8
0,2
0,006
0,16
0,62
2,50
5,6
10,06
15,6
1,0
0,031
0,785
3,142
12,56
28,27
50,26
78,54
2,0
0,062
1,57
6,28
25,1
56,54
100,5
157,08
5,0
0,157
3,92
15,7
62,8
141,4
251,3
392,70
10,0
0,31
7,85
31,4
125,6
282,7
502,6
785,4
Примечание. Расчетные объемы в м8 свободного пространства трещин приведены для радиусов от 1 до 50 я.
ПОИНТЕРВАЛЬНОЕ ВСКРЫТИЕ ПЛАСТАВ ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ ГРП
Возможность управления процессами ГРП позволяет охватить воздействием и включить в дренажную сеть наибольшее число продуктоподводящих трещин. Повысить управляемость процесса в скважинах с открытым эксплуатационным забоем можно было бы замыканием при помощи пакера двойной компоновки отдельного узкого интервала продуктивного пласта, намеченного к обработке в определенных отметках глубин.
Для направленных процессов предложен метод обработки отдельных продуктивных интервалов открытого эксплуатационного забоя, являющийся модификацией предложенного автором распространенного метода обработки эксплуатационного забоя, защищенного обсадной колонной [61, 62].
Метод состоит в следующем. Избираются две-три зоны наиболее проницаемых интервалов, имеющих большое число трещин в 1 м мощности пласта. В самом нижнем из намеченных интервалов на стенке ствола делают надрез и по возможности как можно дальше углубляются в породу. Это мероприятие повышает управляемость процесса, так как обеспечивает раскрытие микротрещины в первую очередь в том интервале, в котором надрез произведен (рис. 43).
Для создания надреза с большим эффектом можно использовать пескоструйный аппарат, с помощью которого в породе создается горизонтальный канал. Далее приступают к выполнению основного процесса.
Под соответствующим гидростатическим давлением, определяемым в трещиноватых породах давлением раскрытия естественных трещин, в пласт вытесняется рабочая жидкость, пригодная для породы данного интервала.
Рис. 43. Поинтервальный шдраразрыв пласта.
а — надрез самого нижнего интервала (закрепление трещины твердым агентом, засыпка песком нижнего пропластка); б — надрез следующего интервала (закрепление трещины твердым агентом, намыв песком). То же самое в интервалах виг, после чего следует промывка скважины от искусственной насыпной пробки до забоя и ввод ее в испытание (разработку).
В природе встречаются трещины, которые могут существовать и нормально функционировать лишь тогда, когда они имеют опору с прочной несущей способностью, устойчиво поддерживающей их в раскрытом состоянии. Такие трещины, очевидно, во время выполнения гидропескоструйным аппаратом горизонтального канала одновременно могут быть закреплены твердым агентом. Следовательно, подготови тельный этап (создание надреза) и основной (раскрытие и закрепление естественных трещин) могут идти непрерывно один за другим в едином процессе. После исследования мест образования трещин обработанный интервал намывается песком, и процесс проводится в том же порядке для следующего интервала. Таким образом, этим способом последовательно охватывается каждый из интервалов, представляющих для опробования залежи вполне определенную ценность. Процесс заканчивается в самом верхнем интервале, после чего скважину промывают от искусственно намытой пробки и, очистив от нее эксплуатационный забой, вводят в испытание.
Изложенный метод разобщения интервалов намывом песка будет использоваться до создания пакеров нужной конструкции, позволяющих сконцентрировать струю рабочей жидкости на узком участке испытуемого разреза, т. е. пригодном для обработки отдельных интервалов пласта, ограниченных сверху и снизу уплотняющим элементом двойного замыкания.
Но при значительной мощности открытого забоя и в некоторых других условиях даже пакеры, разобщающие зоны раздельной обработки, не могут полностью удовлетворить предъявляемым к ним требованиям.
224
Для раскрытия и закрепления большого числа трещин в последнее время в процессах ГРП начали использовать временно закупоривающие вещества. В конце вытеснения рабочей жидкости в раскрытую трещину в качестве такого вещества для разобщения проницаемых зон, образованных в процессе, использовались капроновые шарики [57] (конструкция эксплуатационного забоя защищена перфорированной обсадной колонной).
Применение капроновых или нейлоновых шариков, временно отключающих отдельные интервалы эксплуатационного забоя, в некоторых случаях может привести к образованию на разных интервалах продуктивного разреза в нужных местах искусственных трещин. В местах наибольшей проницаемости разреза, где течет жидкость, интенсивно вытесняемая в пласт, шарики, присасываясь к отверстиям, прикрывают их.
В зарубежной практике для этих целей, кроме шариков, используются и другие инертные или химически активные вещества.
Шарики для временной закупорки трещин, после того как в них отпала надобность, извлекаются из скважины потоком движущейся жидкости. Если же закупоривающий агент приготовлен из химически активного вещества (для открытого забоя), то в условиях пласта за определенное время это вещество постепенно разрушается, а продукты разрушения выносятся струей нефти уже в процессе работы скважины.
В ТатНИИ для эксплуатационного забоя, защищенного обсадной колонной, разработан другой способ поинтервально-многократного ГРП, позволяющий за один спуск забойного оборудования осуществить в определенной последовательности разрыв нескольких заданных интервалов пласта.
Сущность нового способа заключается в том, что при разрыве в одном интервале отверстия в колонне против вышележащих интервалов перекрываются тонущими, а против нижележащих — плавающими в рабочей жидкости эластичными шариками. Устанавливая шарики в нужном месте, можно произвести разрыв интересующего интервала продуктивного разреза.
Выше указывалось, что одновременная обработка всей мощности пласта в открытом стволе имеет существенный недостаток: вместе с продуктивными раскрываются также непродуктивные трещины, чем снижается общее давление вытеснения рабочей жидкости в пласт (скв. 4 Ново-Михайловской площади, см. главу XII). Раскрываясь и увеличивая поверхность фильтрации, непродуктивные трещины интенсивно поглощают рабочие жидкости при более низких давлениях вытеснений, вследствие чего продуктивные трещины могут даже вовсе не раскрыться. В связи с этим возникает необходимость ликвидировать гидропроводность непродуктивных трещин, чтобы прекратить через них утечки рабочих жидкостей.
Под давлением, на 25—40% ниже критических, в эти трещины вводится какой-нибудь из тампонирующих материалов: цемент, известь, карбомидная смола (марка — крепитель). В этом процессе очень важно точно учесть давление, при котором тампонирующая суспензия вытесняется в пласт. Регулированием ее величины можно предупредить преждевременное раскрытие подводящих трещин и этим избежать опасности их закупорки.
Практика показывает, что давление вытеснения рабочей жидкости в пласт после выполнения этого процесса удается повысить до величины, требуемой для раскрытия подводящих трещин, и сомкнувшиеся трещины снова раскрыть.
До описываемого ниже процесса одна из скважин в течение 5 лет три раза подвергалась кислотной обработке, а затем ГРП. Продуктивность каналов, по которым происходил приток, снизилась настолько, что восстановить давление при вытеснении через них рабочих жидкостей, нужное для ГРП, не удавалось: старые трещины стали в процессах ГРП местом утечек рабочих жидкостей. Для закупорки непродуктивных трещин в качестве тампонирующего материала был использован известковый раствор.
В пласт закачали 3,5 ж3 раствора извести. Известковый раствор вытесняли плавно в пласт при помощи смеси, составленной из 3 жа вязкой нефтекислотной эмульсии и 2,5 м? нефти.
В процессе закачки наблюдалось постепенное повышение давления с 50 до 140 кГ/см2. В конце давление поднялось до 220 кГ/см2.
РАЗМЕЩЕНИЕ ТВЕРДОГО АГЕНТА В ТРЕЩИНЕ
Для получения высокой эффективности в процессах обработки пласта необходимо, чтобы твердый агент не оседал и,не образовывал на забое плотную пробку, а зерна его распределялись равномерно по всей поверхности уходящих в глубину пласта сети трещин, по которым прошла несущая жидкость. Такое распределение в трещине наиболее вероятно, если скорость движения рабочей жидкости и ее вязкость обеспечивают взвешенное состояние зерен твердого агента как при движении их в скважине, так и в трещине.
В имитированной горизонтальной трещине Н. Н. Шаньгин и А. М. Изюмова наблюдали за характером движения песка в трещине [12].
На небольшом расстоянии от входа в трещину, где скорость движения жидкости большая, песок (использовавшийся в опыте) движется отдельными зернами, примерно с такой же концентрацией, как и при входе. По мере удаления от входа скорость уменьшается, вследствие чего возрастает концентрация. На следующем этапе песок идет уже сплошной массой, а дальше начинается его выпадение и, наконец, перемещение песка прекращается вовсе. По этим наблюдениям было заключено, что характер размещения песка в трещине существенно зависит от скорости несущей жидкости. Чем больше кинетическая энергия несущей жидкости, тем дальше от скважины разместится песок. Естественно, что при этом, чем меньше фильтрация жидкости в стенки трещины, тем обеспечивается большая скорость движения и лучшее размещение его в трещине.
В карбонатных трещиноватых породах, где фильтрация в стенки слабая и, следовательно, потеря жидкости небольшая, размещение твердого агента происходит в этом отношении в более лучших условиях.
Ширина трещины, при которой зерна твердого агента в нее свободно входят, по многочисленным исследованиям должна быть примерно в 2 раза больше наибольшей фракции, из которой твердый агент составлен.
Важно правильно определить концентрацию твердого агента и жидкости, чтобы вследствие неравномерного и некомпактного распределения его по трещинам не возникли разрушающие точечные нагрузки.
В поровых коллекторах для сохранения достигнутых при ГРП величины раскрытости трещин и их проницаемости к партии кварцевого песка, предназначенного для процесса, следует добавлять 200—300 кг гранул из более прочного материала. Это будет способствовать упрочнению опоры, составленной в основном из кварцевого песка, и повысит ее несущую способность. При этом могут быть взяты гранулы 226
одного размера или же калиброванные гранулы разных диаметров. Предполагается, что часть из них будет облучаться в радиоактивной среде. Облученные гранулы, таким образом, станут мечеными и вследствие их радиации могут быть обнаружены гамма-каротажем, что даст возможность регистрировать отметки глубин, на которых раскрылись (образовались) трещины, и улучшить исследование трещинообразова- ния в процессах воздействия.
Требованиям, предъявляемым методикой скважинных исследований, в наибольшей мере отвечает радиоактивный марганец-52. Период его полураспада составляет всего 6 суток, распад сопровождается интенсивным гамма-излучением. Применение марганца-52 относительно без. опасно: он относится к группе В — элементов со средней радиотоксичностью. Марганец-52 поставляется в виде водного раствора хлористой соли двухвалентного марганца; он может быть использован для нанесения его на гумбрин, аналогично железу-59, по применяемой уже на практике методике.
Такая суспензия, в которой в качестве твердой фазы использован тонкоотмученный гумбрин, активированный марганцем-52, была изготовлена, и с ее помощью были определены профили поглощения в скважинах на промыслах НПУ Лениннефть и Орджоникидзенефть.
При исследовании получены хорошо дифференцируемые кривые с достаточно четкой аномалией. Несомненно, это мероприятие очень обнадеживающее. Оно может сыграть положительную роль при определении стратиграфических глубин, к которым приурочивается раскрытие естественных микротрещин [78].
Набор калиброванных шариков, изготовленных из высокопрочного стекла (или какого-нибудь другого материала), позволит с достаточной для практики точностью заранее задать трещинам определенную ширину, нужную для разработки залежи. А это уже в процессах обработки призабойной зоны откроет совершенно новые возможности. Так как пропускная способность трещины определяется произведением ее проницаемости на ширину, то такое мероприятие до известной степени станет новым средством управления гидродинамическими показателями призабойной зоны, в частности коэффициентом продуктивности.
В процессах, при течении которых требуется определить ширину естественных микротрещин в породе, а также принудительно раскрыть их на определенную величину, партию твердого агента будут составлять, очевидно, из шариков разных диаметров (1,0; 1,5; 2,0; 3,0 mmY
В случае твердости материала, отвечающей условиям формирования опоры и высокой механической прочности породы, ширина трещин при однослойном расположении в них шариков по величине будет равна их диаметру. Однако в действительности точечная нагрузка может привести к вдавливанию шариков в стенки трещины, поэтому для определения ширины трещины потребуется исходя из местных природных условий поставить специальные лабораторные исследования.
При снятии давления с устья стенки трещины начнут сближаться, шарики наибольшего размера воспримут на себя местное напряжение породы и окажутся стенками трещин прочно придавленными. При этом нужно учитывать время, за которое сближаются стенки под влиянием упругих сил. В противном случае после размещения в трещине твердого агента и закачки на форсированных режимах рабочей жидкости можно отогнать в глубь пласта расклинивающий агент и этим значительно снизить результат, полученный от процесса.
Шарики меньшего размера, находясь свободно в трещине, обратным током жидкости начнут выноситься в ствол и при достаточно большом потоке струи подниматься на дневную поверхность. По ним, а также по результатам экспериментальных исследований отметок глубин, указывающих места раскрытости трещин мечеными шариками и 15* 227
по коэффициентам продуктивности, можно будет устанавливать фактическую ширину, на которую трещина раскрылась.
Главная цель рекомендуемого процесса состоит в том, чтобы закреплять зев трещины шариками наибольшего размера и раскрыть трещины на заданную ширину. Надо полагать, что чем больше будет диаметр защемленного в стенках трещины шарика, тем на большую протяженность и глубину будет распространяться его расклинивающее действие. Следовательно, искусственным путем сеть естественных трещин и в целом дренажная система призабойной зоны благодаря развитию внутри пластовых связей значительно расширятся.
Зависимость между размерами трещин и технологическими параметрами процессов новообразования искусственных или раскрытия естественных микротрещин определяется рядом факторов: закачкой и вытеснением рабочей жидкости в пласт; давлением вытеснения; гидравлическими потерями в напорной системе; реологическими показателями рабочей жидкости (вязкость, фильтруемость, удерживающая способность); концентрацией в жидкости твердого агента, его механической прочностью, формой и размерами.
Так как в трещиноватых породах возможности размещения очень больших объемов твердого агента ограничены, то в процессах закрепления трещин можно снизить в несущей жидкости концентрацию твердого агента (до 100—120 г/л). Высокопрочный материал (см. главу IX), несомненно, может быть в этом отношении более надежной опорой, поддерживающей трещину в раскрытом состоянии.
Для определения местонахождения трещин в последнее время за рубежом стали использовать миниатюрные датчики с различной частотой колебаний, местоположение которых определяется приемником. Вытесняются они в трещины вместе с рабочей жидкостью. Такой метод позволяет определить не только местонахождение трещин, но и их направление и даже (по данным рекламных проспектов) протяженность.
С развитием методов закрепления трещин с заданной величиной раскрытости процессы воздействия получат более тонкие и совершенные средства по их управлению и, надо полагать, что масштабы производственного применения управляемых процессов воздействия на пласт будут все больше расширяться.
ГИДРОКИСЛОТНЫЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА (ГКРП)
Из описаний естественных микротрещин известно, что продуктивные породы, рассеченные трещинами, бывают залечены минералами, которые при помощи ГРП удалить из трещин невозможно. В таких случаях для восстановления пропускной способности микротрещин в качестве рабочей жидкости используются солянокислотные и глинокислотные растворы (рецептуру см. главу VIII, §3, 4). Для раскрытия естественных микротрещин и очищения их от минералов, закупоривающих каналы связи, трещины подвергают одновременно двум, отличающимся между собой видам воздействия: химическому и гидростатическому.
Химическое воздействие является результатом химической реакции кислоты с горной породой. Порода стенок микротрещин, вступая в химическую реакцию с кислотой, растворяется и обратным током выносится рабочей жидкостью на земную поверхность.
Гидростатическое. В породах с небольшой межзерновой пористостью каналами, по которым рабочая жидкость может двигаться в глубь пласта, являются естественные микротрещины. При движении рабочей жидкости по раскрывшейся под влиянием гидростатического 228
давления трещине действующее на поверхности стенок давление вызывает в породе растягивающие напряжения. Эти напряжения развиваются преимущественно по существующим в массиве направлениям естественной рассеченности.
В технологических процессах обработки трещиноватых пород в зависимости от минерального состава породы и состава рабочих жидкостей применяются форсированные режимы нагнетания и повышенные темпы вытеснения рабочих жидкостей в пласт (до 100 л/сек и больше) или, наоборот, замедленные.
Имеется определенная зависимость между скоростью течения кислоты в карбонатных породах трещиноватого типа и реакцией кислоты с породой.
Наибольшее проникновение смеси кислоты и ПАВ в глубину будет в трещиноватых породах, так как поверхность единицы объема массива горной породы у нее по величине значительно меньше, чем у гранулярных пород.
Важное значение имеет характер трещин, определенным образом ориентированных в массиве горных пород. Течение потока рабочей жидкости в породе с развитой вертикальной системой трещин, очевидно, будет линейным и направленным от пункта, с которого течение начинается. В породе с горизонтальной системой трещин поток смеси распределяется радиально.
Природные неровности на поверхности трещин и шероховатость их стенок, а также неоднородность вещественного состава породы ведут к неравномерному выщелачиванию поверхности трещин. В результате этого изменяется отношение объема кислоты к площади поверхности контакта и поэтому увеличивается скорость ее реакции с породой-
Получившее большое распространение совмещение в одном процессе химического и физического воздействия на пласт представляет собой комбинированный физико-химический метод обработки пласта, называемый гидрокислотным разрывом пласта (ГКРП). Принципиально от ГРП этот процесс существенно не отличается, за исключением рецептуры рабочей жидкости, которая составляется из смеси кислот и ПАВ.
Регулированием расхода и давления, активности и концентрации ПАВ, кислот, реагентов и всевозможных добавок специального назначения обработка пласта интенсифицируется или замедляется. Правильно подобранная смесь кислот и ПАВ позволяет значительно снизить скорость истощения химической энергии кислоты. Этим путем можно увеличить протяженность радиуса проникновения рабочей жид. кости в глубь продуктивных пород, т. е. расширить сферу действия кислоты в пласте форсированием или, наоборот, торможением взаимодействия ее с горной породой. Лучшие условия проникновения кислоты в пласт и снижения давления ее вытеснения, а также удаление из пласта отработанного кислотного раствора и интенсивную отмывку от кислоты поверхности трещин обеспечивают ПАВ именно такого целевого назначения.
На первом этапе в пласт вытесняется смесь кислот и ПАВ. Она выдерживается в пласте под давлением вытеснения определенное время для реакции с породой. Между первым и вторым этапом ГКРП выполняются обычно промежуточные работы по дренированию и удалению из пласта отработанной рабочей жидкости.
Когда по анализам проб поступающей из скважины жидкости убеждаются, что пласт от рабочих жидкостей и минеральных образований очистился и продукты реакции из пласта удалены, приступают к выполнению второго этапа процесса. В трещинах с помощью вязких жидкостей размещают твердый агент, после чего дают некоторую выдержку времени, в течение которого скважина находится в покое;
229
стенки трещины за это время смыкаются и защемляют расклинивающий агент.
В других случаях трещины обрабатывают и закрепляют в совмещенной операции с использованием в обоих этапах одной и той же рабочей жидкости: нефтекислотной эмульсии или загущенной ССБ соляной кислоты, а трещины закрепляют твердым агентом из гранул узкой фракции, но возможно большего размера.
Если породы открытого эксплуатационного забоя в минералогопетрографическом отношении существенно не отличаются и разрез представлен гомогенным комплексом, одинаково хорошо реагирующим с кислотой, то в таком разрезе применяется ГКРП.
В массиве же с переслаивающимся комплексом пород (гетерогенном), в котором кислая среда от слоя к слою сменяется нейтральной или даже переходит в щелочную, ГКРП не приемлем. В таких породах в качестве рабочих жидкостей в процессах в зависимости от состояния среды и ее насыщения, а также условий, из-за которых ограничивается планируемый процесс, применяют водные или углеводородные растворы ПАВ, т. е. производят ГРП.
Таким образом, процессы ГКРП больше подходят для массивных пластов из карбонатных пород.
В зависимости от общих геологических условий и главным образом от сетки трещин, которыми рассечена в данном разрезе горная порода, процесс ГКРП выполняется по двум технологическим разновидностям.
Первое условие. Сетка микротрещин по всей залежи и в окрестностях эксплуатационного забоя распределена равномерно. В таких условиях рабочей жидкостью расклинивают естественные микротрещины в радиусе, равном 1 м от стенок скважины, и кислотой растворяют минералы, которыми трещины исполнены.
Выдержав под давлением смесь кислоты в пласте, далее дренированием ее удаляют из пласта. Когда в поступающих пробах жидкости кислотность резко снижается и постепенно исчезает, приступают к выполнению второго этапа процесса, а именно: к закреплению трещин твердым агентом.
Разместив в трещине твердый агент, скважину на некоторое время оставляют в покое, за которое стенки трещин сблизятся, и только после этого можно приступить к гидродинамическим исследованиям.
Раскрытость трещин в таком положении будет длительно удерживаться в пласте упором из смеси высокопрочного шлифзерна тяжелого корунда и кварцевого песка, транспортируемых по стволу и укладываемых в трещине с помощью вязкой несущей жидкости.
Также планируется процесс и в случаях, когда эксплуатационный забой скважины сложен породами, рассеченными зияющими микротрещинами, заполненными материнской нефтью (природным газом), но которые при вскрытии сомкнулись. Для восстановления первоначальной пропускной способности микротрещины необходимо раскрыть и закрепить твердым агентом на расстоянии от стенок не более 1 м, но уже по более простой технологической схеме без промежуточных работ по кислотной обработке пласта.
Второе условие. Сетка естественных микротрещин, которыми рассечена порода в зоне эксплуатационного забоя скважины, от главного направления их развития находится на некотором удалении, и микротрещины скважиной не пересекаются. О возможности рассеченности массива горных пород микротрещинами подобным образом можно заключить по многим фактам, часто встречающимся в практике нефтегазоразведок (осинский горизонт, Восточная Сибирь).
В таких операциях ГКРП основным видом разрушения горной породы, повышающим ее проницаемость, является уже не сплошное уве- 230
личение размеров живого сечения трещин, а формирование и развитие далеко уходящих в глубь пласта каналов связи, у которых кислота разъедает породу стенок микротрещин и растворяет минеральные образования, заполняющие микротрещины на большом удалении от эксплуатационного забоя.
Для этого случая, очевидно, кислотный раствор нужно направлять по пути до встречи с главным направлением развития природных микротрещин, но, очевидно, не по нескольким каналам, а по одному-двум, имеющим значительную протяженность.
Следовательно, отличительная особенность этого процесса заключается в том, что рабочая жидкость достигает зону пласта с высокочастотной трещиноватостью, в результате чего у скважины с источником питания устанавливается устойчивая связь.
В этой операции особенно необходимо, чтобы твердый агент был подобран из очень прочного материала и гранул узкой фракции, но возможно самого крупного размера (1,5—2,0 ммУ При этом для размещения его в трещине следует использовать всю гидравлическую мощность наличного парка подвижного состава насосных агрегатов и закачивать твердый агент в трещину до предельных (паспортных) давлений агрегатов.
Как уже указывалось, глубина проникновения кислотного раствора до полного истощения его химической энергии зависит от скорости реакции кислоты с породой, скорости течения его по трещине и от размеров поверхности контакта.
В условиях разведочной площади, где не всегда удается доставить необходимое для процесса большое число подвижного насосного парка агрегатов и достигнуть очень высоких скоростей вытеснения рабочих жидкостей в пласт, компенсировать этот пробел можно только регулированием расхода химической энергии кислоты, т. е. торможением -скорости, с которой кислота реагирует с породой.
Во всех случаях производства ГКРП, если в пласт вводится рабочая жидкость с более низкой температурой, чем температура окрестности эксплуатационного забоя, то вследствие охлаждения забоя эффективность процесса иногда значительно снижается. Поэтому, по возможности, рабочую жидкость перед вытеснением в пласт подогревают (особенно в зимних условиях в Сибири) до температуры эксплуатационного забоя.
Подвергнувшаяся воздействию в зоне трещин порода вследствие своей неоднородности на разных участках растворяется кислотой неравномерно. В результате при снятии устьевого давления неровные стенки трещин по всей своей поверхности смыкаются неплотно. Через эти неплотности, даже если трещина твердым агентом не была закреплена, все же нефть и газ просачиваются к эксплуатационному забою.
Однако, как это будет показано ниже, во многих условиях закрепление трещин является обязательным и важным элементом процесса обработки пласта, сложенного коллектором трещинного типа.
ГЛУБОКОЕ РАСКЛИНИВАНИЕ МИКРОТРЕЩИН (ГРМ)
В единице объема породы в трещинном типе коллектора полезная емкость небольшая. И для того, чтобы скважина, вскрывшая такой пласт, получала питание из запасов полезного ископаемого, эквивалентных запасам коллекторов порового типа, необходимо, чтобы она своим влиянием в массиве пласта охватила значительно больший объем породы. Таким требованиям удовлетворяет созданный для определенных геологических условий технологический процесс — глубокое расклинивание микротрещин. Выполняется он путем принудительного раскрытия и кольматирования по всей сети микротрещин на возможно большом
удалении от стенок скважин прочного зернистого материала, которым трещины закрепляются. Это позволяет вовлечь в дренажную систему значительно большую сферу пласта, вскрытого разведочной скважиной, чем окрестности эксплуатационного забоя, охватываемые с помощью ГРП.
При этом важно, чтобы в результате выполненного процесса проводимость трещин в сотни раз превосходила бы фильтрационную способность матрицы породы, содержащей нефть или газ.
В районах экспериментальных исследований (Чаладиди, Атовская, Марковская, Ново-Михайловская, Айзават) ширина микротрещин в природных условиях, по исследованиям ВНИГРИ [20], значительно меньше верхнего предела ширины микротрещин в коллекторах трещинного типа (100 жк) и колеблется в пределах 10—20 мк. Вмещающие породы на этих площадях имеют очень низкие показатели свободной емкости; только в отдельных образцах поднятых кернов пористость- достигает 9%, а в большинстве составляет 3—4%. В некоторых случаях. как, например, в Чаладиди, нефть отличается высоким удельным весом и большой вязкостью, а также значительным содержанием смолг парафинов и особенно асфальтенов, которые сильно ухудшают ее реологические свойства. Наконец, температура пласта на ряде площадей еле достигает 30° С (Атовская, Марковская, Ново-Михайловская), и только в Чаладиди пластовая температура несколько выше и составляет 69° С. Ко всему этому микротрещины на этих площадях от кольцевых напряжений при вскрытии пласта смыкаются; при этом давление раскрытия трещин, как указывалось выше, от площади к площади изменяется в широких пределах.
В результате такого сочетания природных условий, среди которых следует особо выделить слабое развитие коллекторских свойств пласта, возбуждение промышленных притоков нефти (Чаладиди, Атовская, Марково) и природного газа (Айзават, Ново-Михайловская) сильно осложняется. Оно встречает большие трудности, особенно в нефтьсодер- жащих пластах, главным образом вследствие малого живого сечения микротрещин.1
ФИЗИЧЕСКИЕ ЯВЛЕНИЯ, ЗАМЕЧЕННЫЕ В ПРОЦЕССЕ
Кроме ранее выявленных 1 физических явлений, сопровождающих процессы обработки пласта в трещиноватых породах, в последних экспериментальных работах обнаружились новые явления, позволившие выдвинуть и обосновать для коллекторов трещинного типа ряд существенных положений и закономерностей, которые легли в основу метода глубокого расклинивания микротрещин.
Из описания эксперимента в скв. 4 (см. главу XII) известно, что на разных этапах процесса в пласт было вытеснено 275 м3 всевозможных рабочих жидкостей. В процессе извлечения их из скважины стало более подробно выясняться взаимное расположение рабочих жидкостей, разместившихся в трещинах при вытеснении их в пласт [64].
Так, например, при поступлении жидкости из скважины было установлено, что очередность, с которой разные жидкости вытеснялись в пласт, сохранилась полностью; выходили они из скважины в обратной последовательности с большой негативной точностью, причем строго в тех же количествах, в которых каждая из них вводилась в пласт. Полевой анализ при этом неизменно подтверждал сохранение физико- химических свойств поступающих жидкостей. Такое явление, очевидно, могло бы быть лишь в случае, если в трехмерном пространстве, т. е. в объеме пласта, рабочие жидкости при вытеснении не перемешивались; по мере поступления в пласт заполняли раскрывающиеся трещины последовательно по вертикали от верхних к нижним; углубляясь в сто- 232
рону от скважины, заполняли трещины, сохраняя между собой поверхности раздела, одна за другой. Естественно предположить в связи с этим, что при таком распределении рабочих жидкостей в трещинах транспортируемый ими твердый агент расположился тоже только в трещинах, и других свободных от породы емкостей в пласте он не занял.
В самом деле, если принять, что для проникновения зерна в трещину ширина ее должна равняться по крайней мере удвоенному диаметру зерна, то простые расчеты показывают, что величина раскрыто- сти трещины по сравнению с ее природной шириной должна в процессе обработки увеличиться в 100—150 раз (от 10—20 мк до 2000— 3000 лк). Понятно поэтому, что при такой ширине трещин жидкость- песконоситель будет двигаться только по трещинам.
Двигаясь по основной трещине, рабочая жидкость уносит твердый агент и заполняет им боковые ответвления от основной трещины — апофизы; проникая в глубь массива, она доставляет твердый агент и заполняет им разветвления, продолжающиеся от основной трещины, расширяя таким образом по всей сети соединяющихся между собой микротрещин живое сечение дренажной системы пласта, питающего' скважину.
В процессе вытеснения в пласт нефтекислотной эмульсии с корундопесчаной смесью в эксперименте проводилось наблюдение за изменением давления на устье бездействующей скв. 9а, удаленной от экспериментальной скв. 4 на 200 м. Наблюдения позволили установить наличие связи между этими скважинами по пласту; волна результирующего давления поступила в скв. 9а через 30 мин от начала нагнетания рабочей жидкости в скв. 4.
Расчеты, не претендующие, однако, на очень большую точность, показали, что возникшая волна от прохождения нефтекислотной эмульсии достигла устья скв. 9а, когда радиус распространения смеси составил приблизительно 120 м. Такая большая протяженность распространения по системе трещин твердого агента подтвердила представление о распределении твердого агента по трещинам в породе и расширении живого сечения микротрещин на большом удалении от скважины.
Таким образом, было получено экспериментальное подтверждение того, что в процессе ГРМ обработка пласта не ограничивается только призабойной зоной.
В экспериментальных исследованиях гипотеза о разгрузке и образовании (раскрытии) трещин вблизи пластически деформирующихся пород кровли (подошвы) снова получила подтверждение.
Профиль притока по отдельным интервалам пласта для определения стратиграфических глубин, к которым приурочивается раскрытие микротрещин, снимался глубинным дебитомером РГД-1М (станция АПЭЛ-64).
В результате исследований, проведенных с помощью дебитомера, выявилось, что не все трещины, обнаруженные при микроскопическом изучении керна в шлифах, раскрываются. Отмечено всего два интервала притока: 1902,5—1902,9 м и 1906,3—1906,7 м. Причем общая продукция скважины по раскрывшимся микротрещинам распределяется следующим образом: 70% поступает через верхнюю группу микротрещин и 30% —через нижнюю (рис. 44,а).
Этими исследованиями подтвердилось, что трещины раскрываются в первую очередь в местах разгрузки в непосредственной близости от пластичных пород кровли (отметка— 1901 л). После обработки пласта нефтекислотной эмульсией с закреплением трещин корундо-песчаной смесью повторно произвели снятие профиля притока (рис. 44, б).
Микротрещины заполнялись твердым агентом в тех же интервалах глубин, в которых фиксировался приток до закрепления микротре-
233
щин, при этом не произошло перераспределения величины притока по продуцирующим интервалам.
Результаты замеров прибором РГД-1М не воспроизвели с фотографической точностью число и положение в пространстве трещин, заполненных корундо-песчаной смесью. Но так как мощности интервалов пласта, на которых раскрылись микротрещины, малы и составляют в
Литолого - ф изическая характеристикаЛитолого - ф изическая характеристика^тратигдафйя^тратигдафйяКраткое описаниепородКраткое описаниепородПрофиль притока жидкостиприбор РГД-1мПрофиль притока жидкостиприбор РГД-1мДо закрепленияДо закрепленияПосле закрепленияПосле закреплениятегтег1894.1894.4141НН661896.1898.1900.1896.1898.1900.1902.1902.1904.1904.1906.1906.19081908191019101912191219141914ВВ22202019061906191219125519141914.1908 1910.1908 19101898.1900 .1902 19041898.1900 .1902 1904Мергели глинистые и известкобыеПороды обогащены форамениферамиМергели глинистые и известкобыеПороды обогащены форамениферамиИзбестняки серые,ор- ганогенные, фораме- ниферодые 6 разной степени пористые и трещиноватые (ми- кротрещинодатые)Избестняки серые,ор- ганогенные, фораме- ниферодые 6 разной степени пористые и трещиноватые (ми- кротрещинодатые)^ 18941896^ 18941896Рис. 44. Результаты исследования глубинным деби-гомером со станции АПЭЛ-64 скв. 4 (Западная часть Чаладиди Грузинской ССР).1 — мергели глинистые; 2 — мергели известковые: 3 — известняки с низкой пористостью и повышенной трещиноватостью ^> 100 ~^~) ; 4— известняки с повышенной пористостью (до 9,5%), 5 — известняки с низкой пористостью (до 3%) и трещиноватостью ( < 60 \ МРис. 44. Результаты исследования глубинным деби-гомером со станции АПЭЛ-64 скв. 4 (Западная часть Чаладиди Грузинской ССР).1 — мергели глинистые; 2 — мергели известковые: 3 — известняки с низкой пористостью и повышенной трещиноватостью ^> 100 ~^~) ; 4— известняки с повышенной пористостью (до 9,5%), 5 — известняки с низкой пористостью (до 3%) и трещиноватостью ( < 60 \ М
Литолого - ф изическая характеристика
Литолого - ф изическая характеристика
^тратигдафйя
^тратигдафйя
Краткое описаниепород
Краткое описаниепород
Профиль притока жидкостиприбор РГД-1м
Профиль притока жидкостиприбор РГД-1м
До закрепления
До закрепления
После закрепления
После закрепления
тег
тег
1894.
1894.
41
41
Н
Н
6
6
1896.
1898.
1900.
1896.
1898.
1900.
1902.
1902.
1904.
1904.
1906.
1906.
1908
1908
1910
1910
1912
1912
1914
1914
В
В
2
2
20
20
1906
1906
1912
1912
5
5
1914
1914
.1908 1910
.1908 1910
1898
.1900 .1902 1904
1898
.1900 .1902 1904
Мергели глинистые и известкобые
Породы обогащены форамениферами
Мергели глинистые и известкобые
Породы обогащены форамениферами
Избестняки серые,ор- ганогенные, фораме- ниферодые 6 разной степени пористые и трещиноватые (ми- кротрещинодатые)
Избестняки серые,ор- ганогенные, фораме- ниферодые 6 разной степени пористые и трещиноватые (ми- кротрещинодатые)
^ 1894
1896
^ 1894
1896
Рис. 44. Результаты исследования глубинным деби-гомером со станции АПЭЛ-64 скв. 4 (Западная часть Чаладиди Грузинской ССР).
1 — мергели глинистые; 2 — мергели известковые: 3 — известняки с низкой пористостью и повышенной трещиноватостью ^> 100 ~^~) ; 4— известняки с повышенной пористостью (до 9,5%), 5 — известняки с низкой пористостью (до 3%) и трещиноватостью ( < 60
\ М
Рис. 44. Результаты исследования глубинным деби-гомером со станции АПЭЛ-64 скв. 4 (Западная часть Чаладиди Грузинской ССР).
1 — мергели глинистые; 2 — мергели известковые: 3 — известняки с низкой пористостью и повышенной трещиноватостью ^> 100 ~^~) ; 4— известняки с повышенной пористостью (до 9,5%), 5 — известняки с низкой пористостью (до 3%) и трещиноватостью ( < 60
\ М
6 — известнякис низкой пористостью и средней трещиноватостью 60 — 85 ~у н— извест- \М ,
няки с повышенной пористостью (>9%) и средней трещиноватостью; 8 — известняки пористые (до 65%) с низкой трещиноватостью (<60%).
обоих интервалах всего по 0,4 м, то допустимо предположить, что в зарегистрированных станцией интервалах пласта раскрылись по одной, максимум по две наклонные микротрещины.
Таким образом, процесс, получивший наименование «глубокое расклинивание микротрещин», осуществлен путем кольматации в пласт большого количества прочного зернистого материала, которым на значительном удалении от стенок скважин (150—200 ж) охватывается и существенно расширяется сеть микротрещин. Этот процесс отличается от стандартных процессов ГРП принудительным раскрытием, заполнением твердым агентом и расширением живого сечения естественных микротрещин, подвергшихся обработке, в сотни раз.
ПУТИ РАЗРАБОТКИ МЕТОДАГЛУБОКОГО РАСКЛИНИВАНИЯ МИКРОТРЕЩИН
Метод глубокого расклинивания микротрещин разрабатывался з ходе крупных экспериментальных исследований в скважинах (специального целевого назначения, см. главу XII) и выполнением значительного объема лабораторных исследований.
Твердый агент. Для длительного сохранения достигнутой в процессе пропускной способности микротрещин очевидно, что их необходимо 234
расклинить твердым агентом, обладающим высокой механической прочностью (см. главу IX). Из них образуется вид сплошной опоры, воспринимающей горное давление, которая поддерживает сеть естественных трещин в раскрытом состоянии в течение длительного времени.
Смесь корунда с песком прошла испытание при обработке пласта в скв. 4 (Чаладиди) и ее высокие эксплуатационные качества там получили подтверждение.
Требование к рабочей жидкости и обоснование ее выбора. Самым решающим элементом процесса глубокого расклинивания микротрещин является рабочая жидкость. К ней для выполнения процесса предъявляются важные требования.
Рабочая жидкость с взвешенным в ней зернистым материалом, двигаясь по стволу, доставляет его к эксплуатационному забою. При этом взвешивающая способность ее должна быть настолько высокой, чтобы обеспечить удержание во взвеси тяжелого агента, составленного из смеси кварцевого песка и корунда.
Высокая удерживающая способность несущей жидкости предупреждает оседание твердого агента в цилиндрах насоса, элементах обвязки, трубах и на забое скважины, главное преждевременную потерю подвижности зерен твердого агента в трещине.
Выше указывалось, что под влиянием рабочей жидкости, достигшей забоя, ширина трещин увеличивается в 100—150 раз. Продолжая свое движение в пласте по главной микротрещине, ее апофизам, отходящим от нее разветвлениям, рабочая жидкость должна теперь разнести зернистый материал уже по всей сети микротрещин. При этом очень важно, чтобы везде, где она прошла, происходило бы равномерное отложение зерен расклинивающего материала по трещинам, а сама жидкость достигла бы наибольшего удаления от стенок скважин. Слабая фильтрация ее в стенки карбонатных пород сохранит на всем пути движения по микротрещинам постоянную величину концентрации твердого агента, что в свою очередь окажет положительное влияние на равномерность размещения.
Но этим не исчерпывается роль рабочей жидкости. Необходимо, чтобы после этого она вступила бы еще в химическое взаимодействие с породой стенок. Однако такое требование может быть удовлетворено, если рабочая жидкость при своем движении по стволу и собственно по сети микротрещин сохранит кислотную энергию в активном состоянии.
Такой рабочей жидкостью может послужить описанная выше НКЭ (см. главу VIII). Она после выполнения транспортных функций выдерживается в пласте в течение некоторого времени в покое. За это время НКЭ расслаивается на свои составные компоненты, а освободившаяся от эмульсии кислота вступает в реакцию и растворяет породу стенок трещин.
Некоторые исследователи считают, что нет необходимости после того как трещины раскрыты и в них размещен расклинивающий материал, производить на породу стенок химическое воздействие. Между тем именно в этой операции закладывается технологически важный элемент процесса обработки пласта.
В породе в связи с гидростатическим давлением и растягивающими усилиями возникают при размещении твердого агента значительные дополнительные напряжения. После снятия перепада давления под влиянием этих напряжений стенки трещины снова начинают сближаться. И если величина дополнительного напряжения хотя бы частично не была снижена, то тогда некоторая часть диаметра зерен твердого агента может оказаться необратимо потерянной вследствие вдавливания в породу или разрушится, дробясь на более мелкие частицы. Вследствие этого значительно уменьшится ширина, т. е. живое сечение трещин.
Для сохранения достигнутой в процессе раскрытости трещину и ее разветвления заполняют большим объемом твердого агента, полностью используя при этом всю гидравлическую мощность насосных агрегатов, участвующих в процессе.
В сохранении раскрытости трещины большая роль принадлежит также химическому воздействию на породу рабочей жидкости.
Разрушением путем химического воздействия и удалением со стенок трещин породы можно увеличить свободный от породы объем трещин, в котором размещен твердый агент. Вследствие этого возможность вдавливания или разрушения зерен твердого агента станет значительно меньше. Следовательно, возникла большая потребность в разработке высоковязких термодинамически неустойчивых гидрофобных (для нефтяных залежей) и газоконденсатных (для залежей природного газа) эмульсий с установленным заранее временем устойчивости. При контакте с карбонатными породами такие эмульсии должны по истечению этого времени автономно расслаиваться, а компоненты, из которых они составлены, вместе с продуктами распада легко удалены от пласта. Последнее особенно важно в тех случаях, когда добиться режима работы скважины на самоизливе оказалось невозможным.
Описанные ранее эмульсии поставленным требованиям полностью не отвечают, так как, имея другое целевое назначение (кислотная обработка пласта в условиях очень высоких температур), они не обладают вязкостью, необходимой для рабочей жидкости, применяющейся в процессах глубокого расклинивания микротрещин.
В лабораторных исследованиях работы по составлению рецептуры эмульсий, полностью отвечающей поставленным требованиям, пока еще продолжаются.
Пробное нагнетание в пласт твердого агента. Для установления потребного давления, при котором в пласте будет размещено намеченное (наибольшее из всего возможного) количество твердого агента, а также для введения в первоначальный проект соответствующих оперативных корректив, диктуемых течением выполняемого процесса, в процесс вводится дополнительная операция пробной закачки 1—2 т твердого агента с помощью той несущей жидкости, которой в последующем будет размещено его основное количество.
В скв. 4 была для пробы закачана 1 т шлифзерна белого корунда при давлении 140 кГ1см\ что позволило в последующем уверенно и полностью осуществить всю намеченную программу процесса.
Создание процесса глубокого расклинивания микротрещин достигнуто, таким образом, следующими основными путями.
Разработкой методики раскрытия на большом протяжении от стенок скважин одной или нескольких центральных трещин, их апофиз и развивающихся от них разветвлений и равномерного размещения в трещинах твердого агента.
Упрочением твердого агента и повышением его устойчивости против разрушения.
Разработкой рецептуры рабочей жидкости (НКЭ) с заданным временем устойчивости.
Пробным размещением в трещинах небольшого количества твердого агента.
Некоторые технологические особенности глубокого расклинивания микротрещин. При обработке пласта в открытом стволе возникает ряд трудностей; к числу наиболее серьезных из них (при отсутствии специальных пакеров) следует отнести разобщение избранного интервала от остального разреза и отдельную обработку проницаемых пропластков, имеющих высокочастотную трещиноватость.
В этом случае положительное значение приобретает учет явления разгрузки. Так как раскрытие естественной микротрещины не зависит 236
от прочностных показателей горной породы, то, следовательно, она раскроется в первую очередь именно в том месте, отметку глубины которой по разрезу можно выделить, привязываясь к непроницаемой кровле.
В трещиноватых породах при непрерывном нагнетании твердого агента в пласт можно получить вдоль вскрытого продуктивного интервала многократное расслоение. Расслаивается первоначально микротрещина у кровли; при движении несущей рабочей жидкости по этой трещине скорость ее постепенно уменьшается. Когда она достигает критического значения для основной фракции твердого агента, перемещение его по этой трещине прекращается. Но при непрерывной закачке нарастающих объемов рабочей жидкости и твердого агента давление в скважине по мере заполнения первой микротрещины достигает величины, при которой начинают раскрываться близнаходящиеся от первой. Так поочередно раскрываются последующие микротрещины.
Если гидравлические мощности технических средств достаточны, то этим путем можно постепенно от одной к другой раскрыть микротрещины по всей мощности пласта, обнаженного в скважине.
Зависимость давлений раскрытия от местонахождения кровли изменяется очень круто. Поэтому при определении глубины, на которой должна раскрыться первая естественная микротрещина, не будет допущена существенная ошибка; она раскроется в тех пропластках, которые непосредственно перекрываются или находятся в наибольшей близости от непроницаемого слоя породы (кровли или подошвы), склонной к пластической деформации.
Следовательно, природные условия в пласте обнаруживают естественные реперы, к которым в процессах обработки пласта необходимо привязываться.
Зная породы, характеризующие продуктивный разрез, и особенно породу кровли (подошвы), можно, воспользовавшись этим репером, еще до последующих исследований трещинообразования с достаточной для практики точностью, указать места, в которых в первую очередь возможно раскрытие естественных микротрещин. Это значительно облегчит планирование процессов обработки в открытом стволе и особенно выполнение более сложного поинтервального процесса, осуществляемого намывом песка, так как воспользовавшись естественным репером, существующим в разрезе, можно заранее предсказать отметки глубин, на которых вероятнее всего микротрещины раскроются.
После размещения твердого агента в сети раскрывшихся трещин на весь период, пока произойдет расслоение НКЭ и истощение кислоты, скважина оставляется в покое и на ее устье поддерживается конечное давление, при котором рабочая жидкость вытеснялась в пласт.
Далее начинают плавный сброс отработанной рабочей жидкости из скважины. Регулирование сброса осуществляется с помощью штуцеров с учетом времени, за которое трещины вновь смыкаются: это время было определено предварительными исследованиями (см. главу X, § 6).
Упругие силы породы в течение этого времени сближают стенки трещин, и зерна твердого агента остаются между ними зажатыми. Благодаря повышению прочности зерен твердого агента и возникновению в трещинах от воздействия кислоты свободного пространства уменьшаются потери диаметра зерна вследствие его разрушения или вдавливания в породу.
Ширина трещин, уходящих в глубь пласта, увеличиваясь после такой обработки в сотни раз, по конечной величине раскрытости становится приблизительно равной высоте размещенного в трещине твердого агента. Как показал опыт, при таком режиме закачанный в
237
пласт твердый агент остается в трещинах и обратно в скважину не поступает (на забое пробка не обнаруживается).
При проведении подобных процессов комплекс промысловых исследований должен дать следующие основные сведения.
До проведения процесса: дебит скважины, пластовое давление, приемистость пласта при сомкнутых трещинах, давление раскрытия трещин, зависимость времени смыкания трещин от достигнутого давления, максимальное устьевое давление при максимальной производительности участвующих в процессе насосных агрегатов, интервалы приемистости или отдачи пласта, коэффициенты продуктивности скважины и проницаемости пласта.
Во время процесса: наличие гидродинамической связи экспериментальной скважины с окружающими скважинами, учет объема и скорости закачивания жидкости и изменения давления во времени, а также непрерывный полевой лабораторный контроль свойств и качества вводимых в пласт рабочих жидкостей.
После процесса и возбуждения в скважине притока с целью определения эффективности обработки — снятие всех перечисленных выше физических констант и параметров пласта.
В заключение можно указать, что в результате выполнения процесса глубокого расклинивания микротрещин сеть, сплетенная беспорядочно из мириадов тончайших капиллярных каналов в пласте, объединяется трещиной и ее разветвлениями в одну дренажную систему большой протяженности и пропускной способности. Данные природой коллекторские свойства пласта, таким образом, преобразуются, претерпевая коренные качественные изменения.
БОЛЬШЕОБЪЕМНЫЕ СОЛЯНОКИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ
Выше уже не раз указывалось на необходимость при обработке пласта под высоким давлением расклинивания с помощью твердого агента естественных микротрещин, и, собственно говоря, весь процесс глубокого расклинивания микротрещин основан именно на этом положении.
Однако на практике нередко приходится считаться с условиями разведочных площадей, далеко отстоящих от промышленных центров, а также с тем, что для разведки важнее всего в конечном счете возбуждение промышленных притоков нефти или природного газа, а не их существенная интенсификация. В этом отношении в последнее время открылись реальные возможности для производсгва на площадях, удаленных от центров добычи нефти и газа, большеобъемных кислотных обработок.
При обработке стенок микротрещин таким большим объемом кислоты эрозия поверхности трещин идет крайне неравномерно, поэтому на ней возникает или углубляется шероховатость. Вследствие этого при обратном сближении стенок трещин в них остаются просветы, через которые образуется ток нефти (природного газа) из пласта в скважину.
Вместо обычно употребляемых объемов (0,6—1,0 ж3 на 1 ж мощности пласта) солянокислотного раствора применяют до 5—10 ж3 на 1 ж мощности. Кислотные растворы в пласт в таком процессе вытесняются на форсированных режимах. Постепенно скорости вытеснения от 20—40 л{сек увеличиваются и доводятся до 80—100 л{сек, благодаря чему, начиная от первой микротрещины, у кровли последовательно вдоль обнаженного интервала пласта раскрываются микротрещины, находящиеся ниже.
Большеобъемный процесс кислотных обработок на разведочной
площади, когда он осуществляется в первой разведочной скважине, следует производить в два этапа.
На первом пробном этапе под давлением, соответствующим дав лению раскрытия микротрещин, в пласт вытесняется всего 3—5 ж3 чистого солянокислотного раствора. Выдерживается он в течение 2—3 ч в зависимости от тех условий, о которых говорилось выше.
В процессе обратного извлечения отработанной рабочей жидкости и непрерывного контроля ее остаточной кислотности с достаточной на практике точностью можно определить необходимое время выдержки кислоты в данном пласте, а также установить необходимость в применении реагентов тормозящего действия и их количество.
Уже на втором этапе выполнения процесса, при введении в пласт большого объема солянокислотного раствора, эти вопросы не возникают.
Рецептура рабочей жидкости составляется согласно главе VIII.
Важным моментом, на который следует обратить внимание, является присутствие в рабочей жидкости высокоактивного ингибитора. Именно благодаря ему без серьезных повреждений вследствие коррозии оборудования теперь стало возможным осуществить на разведочной площади большеобъемный процесс кислотной обработки пласта.
Извлечение как пробного количества отработанного в пласте солянокислотного раствора, так и основного его количества должно сопровождаться исследованиями, о которых говорилось выше; с помощью РГД-1М (со станции АПЭЛ-64) определяются глубины в разрезе, на которых микротрещины раскрылись. Эти исследования помогут осветить некоторые вопросы большеобъемной обработки кислотой, например мощность пласта, охваченного обработкой, дальность действия рабочей жидкости, характер разрушения в породе, выполненной с помощью химической энергии кислоты, и, наконец, скорость, с которой необходимо осуществлять вытеснение рабочей жидкости в пласт.
Обработку газовых скважин с водочувствительным коллектором с помощью глипокислотного раствора большого объема производят также в два этапа: на первом этапе в пласт вытесняется солянокислотный раствор, на втором этапе — глинокислотный; рабочую жидкость в пласт вытеснять следует последовательно. Первую рабочую жидкость вытесняют в пласт посредством второй, а вторую рабочую жидкость вытесняют с помощью сжатого воздуха от компрессора, чтобы этим путем полностью исключить возможность попадания в пласт технической воды.
Если водочувствительный коллектор вскрывается в обсадной колонне впервые (кумулятивной перфорацией), можно процессы вскрытия эксплуатационного забоя и обработки пласта (по предложению В. Е. Кроль) совместить. Вскрытие пласта осуществить, смонтировав на устье скважины оборудование для вскрытия под давлением, и при самом вскрытии одновременно осуществить процесс большеобъемной кислотной обработки коллектора, особо чувствительного к воде.
Если для определенных случаев в процессе обработки пласта не закрепляют трещины твердым зернистым расклинивающим материалом, то в течение известного времени по мере разработки пласта возможно из-за смыкания трещин и потери сообщения пласта со скважиной существенное снижение ее производительности. Но, поскольку задача определения запасов по категории С] решается возбуждением притоков нефти (природного газа), цель для таких случаев оказывается достигнутой.
Очевидно, никогда нс поздно в будущем снова вернуться к скважине и, произведя обработку пласта с закреплением трещин твердым агентом, восстановить ее производительность, добиваясь получения из 23»
•скважины высоких рабочих дебитов, отвечающих ее продуктивной способности.
Таким образом, процесс глубокого расклинивания микротрещин заключает в себе три важных самостоятельных этапа: подготовительный, обработку пласта с большим объемом соляной кислоты, обработку с размещением по всей сети микротрещин с помощью автономно расслаивающейся НКЭ высокопрочного зернистого материала.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА КИСЛОТЫ
Время реакции кислоты с породой зависит от ряда факторов: температуры и давления в пласте, концентрации кислоты, вещественного состава породы, скорости вытеснения смеси кислот и ПАВ и, наконец, соотношения между объемом кислоты и поверхностью, с которой она в пласте вступает в контакт. И так как скорость этой реакции в свою очередь зависит от скорости течения рабочей жидкости и ширины трещины, то при данной скорости нагнетания увеличение ширины трещины приводит к более глубокому проникновению кислоты.
Лабораторные исследования этих параметров при проектировании технологических процессов кислотной обработки дают основание для приблизительного определения глубины проникновения кислоты в пласт до того, пока ее химическая энергия не исчерпает своего запаса. Они показывают, что линейная скорость разрушения породы кислотой с большим приближением к реальным условиям пропорциональна ее концентрации
у —КС,(XI. 19)
где К — коэффициент растворимости породы в кислоте в см/ч.
Количество разрушенной породы пропорционально снижению кон- центраиии кислоты в объеме, которая контактировала непосредственно с породой
AG = aV0 (Со — Q = aV0J,(XI.20)
тде G— количество породы, разрушенной кислотой, в г; a — коэффициент пропорциональности в г/см; Со, С — соответственно начальная и текущая концентрация кислоты в %; Уо — объем кислотного раствора, находящегося в контакте с породой, в см3; I — потеря концентрации кислоты в %.
Выше приводились две технологические схемы очищения трещин вдоль их рассеченности.
Для первого варианта уравнение материального баланса будет иметь вид
SVodt = — WC(XI.21)
Yr мли
— — = di = Bdt,
C aV0
(XI.22)
где S — полная поверхность контакта породы с кислотой в см; уг — плотность породы в г) см3; /— время, за которое происходит реакция кислоты с породой до полного истощения химической энергии кислоты в ч.
Для уравнения (XI.22) начальные (граничные) условия будут: / = 0, С = С0.
С = C^"Bt.(XI.23)
Тогда снижение концентрации кислоты за время t
J = Со — С = Со (1 — е-^),(XI.24)
а количество породы, растворенной кислотой,
AG = аУ0/ = ccVoGo (1 — e~Bt\(XI.25)
При малых величинах показателя экспоненты с достаточной для практики точностью можно воспользоваться первыми двумя членами разложения в ряд функции:
^ = 1 + ®+ WL+. . .1!21
ИЛИ
е-в/~—!—.(XI.26)
1 + BtV
С учетом полученного выше зависимости (XI.23) и (XI.25) прини-
мают вид
где
в SK^r ’
(XI.27)
7 Ср/
(XI.28)
t-VN
(XI.29)
Ниже приводятся расходные показатели, подсчитанные по приведенным формулам для технической и химически чистой соляной кислоты.
Соляная кислотар, кГ}см4Техническая 1Химически чистая 1Соляная кислотар, кГ}см4Техническая 1Химически чистая 1С, %&G, г S, см1 Го, см4 t, ч1013,61810031013,75181003С, %&G, г S, см1 Го, см4 t, ч1013,61810031013,75181003
Соляная кислотар, кГ}см4
Техническая 1
Химически чистая 1
Соляная кислотар, кГ}см4
Техническая 1
Химически чистая 1
С, %&G, г S, см1 Го, см4 t, ч
1013,6181003
1013,75181003
С, %&G, г S, см1 Го, см4 t, ч
1013,6181003
1013,75181003
В расчетах было принято а=0,0137 г/м3; К=0,0003 см^ч.
Полученные теоретические зависимости соответствуют активному механическому перемешиванию кислоты, чего в действительных условиях можно достигнуть лишь с помощью подвижек рабочей жидкости в пласте или, еще лучше, вибратором; от их использования эффективность и растворяющее действие кислоты значительно повышаются. Величины а и К определены на основании лабораторных исследований для образцов пород, взятых из продуктивного разреза Карабулакского месторождения, и обработки их кислотной смесью с рецептурой, выработанной для условий промышленной обработки пласта.
По второму варианту кислота в трещине находится в движении.
Примем скорость вытеснения кислоты постоянной. Условимся под работой кислоты в пласте подразумевать вес породы, разрушенной в результате взаимодействия с кислотой. Пусть в момент времени т закачиваемая в пласт кислота распространилась на площади S, ограниченной кривой L (рис. 45), которую называют линией одновременности.
24124116 Г. T Овнатанов
241
241
(XL30)(XL30)Через некоторое время di этот контур переместится в U. Время движения кислоты по пласту до контура L можно определить из зависимости
(XL30)
(XL30)
т = J MS,(S)
где б — раскрытие трещины в точке Л1; S — площадь трещины, занятая кислотой в пределах контура U.
Время т отсчитывается с момента поступления кислоты в пласт.
Рис. 45 чанный в пласт объем кислотыРис. 45 чанный в пласт объем кислотыДля изучения темпа, с которым порода разрушается кислотой в точке М, находящейся на контуре одновременности L, мысленно закрепим этот контур. Тогда продолжительность работы кислоты в любой точке этого контура, очевидно, будет
Рис. 45 чанный в пласт объем кислоты
Рис. 45 чанный в пласт объем кислоты
ЕРрас+ J MS
t = T—rv, Т =^5Т1
или
t=^,(XI.31)
где Т— время, за которое кислота закачивалась в пласт; Vpac— зака- : концентрацией Со; Q — объемная
скорость закачки кислоты в пласт.
Так как в трещине одновременно вступают в контакт с кислотой обе ее стенки, то концентрация кислоты в точке М определится зави
симостью
(XL32)(XL32)С = Сое-2В<
(XL32)
(XL32)
и при постоянном расходе Q будет оставаться постоянной, если при этом пренебречь толщиной разрушенного слоя. Толщина этого слоя в точке М будет определяться зависимостью
V'
Аб = KGt = КС0 е-2в',(XI.33)
где Урае—количество растворенной кислоты, имевшей исходную концентрацию А и вес 6К.
Для расчетов с достаточной точностью можно воспользоваться равенством
ЛСК — угС0Урас,
где
<XL34>
- Тогда формула (XI.33) примет вид
Аб _ KAGk e_2STQ?r
■ В=-^_ =(XI.35)
аУ0 аб
где время т определяется из зависимости (XI.30). Так, при 6=const и осесимметричном распространении кислоты по трещине в плоскости пласта величина т будет равна
(XI.36)(XI.36)лг26т —.
(XI.36)
(XI.36)
Q
При распространении кислоты по вертикальной одиночной трещине с постоянными раскрытостью б и шириной b величина
Т=-^,(XI.37)
а формула (XL35) примет вид:
2S
(XI.38)(XI.38)Д§ — KAGk е q>Q
(XI.38)
(XI.38)
Q
где г — расстояние от оси скважины до точки М; ф=а/уг К зависит от свойств породы и условий опыта.
В расчетах тормозящее влияние ПАВ на реакцию кислоты с породой не учитывалось; не были также учтены влияние температуры и давления в пласте, раскрытие трещин гидростатическим давлением кислоты при ее вытеснении в пласт и другие факторы, которые существенно изменяют в реальных условиях ход обработки пласта кислотой.
Но многие из действующих в противоположных направлениях факторов в процессе очень хорошо выявляются не только - качественно, но и количественно, когда они с большим приближением к действительным условием обработки пласта кислотой моделируются в лаборатории.
Глава XII
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
Для решения коренных технологических задач, возникших в связи с испытанием резведочных скважин, вскрывающих в разных регионах страны коллекторы нефти и газа трещинного типа, было пробурено по специальной программе всего 10 скважин. В Иркутской области скв. 8 и 9 на Атовской площади и скв. 65 на Марковской площади; в Западно-Сибирской низменности, в Минусинской котловине, скв. 17 и 18 на Быстрянской площади и скв. 8 на Ново-Михайловской площади; на западе Грузии скв. 4 и 5 на площади Чаладиди; на западе Узбекистана скв. 6 на Айзаватской площади; в Белорусской ССР скв. 4 на Стрели- чевской площади. Кроме того, в Минусинской котловине на Сользавод- ской площади углублялась скв. 6. Глубина указанных скважин находится в пределах от 800 м (скв. 18 Быстрянской площади) до 2654 м (скв. 8 Ново-Михайловской площади).
Продуктивные горизонты вскрывались с применением сжатого воздуха, растворов ПАВ на водной и углеводородной основе, слегка или сильно осолоненных растворов и, наконец, глинистых растворов, обработанных ПАВ.
В трудных условиях сибирской тайги были произведены обработки призабойной зоны ПАВ, ГРП, обработки кислотными смесями забоя, ГКРП. В результате этих работ подтвердилась полученная ранее экспериментально высокая эффективность совершенных методов вскрытия пласта и интенсифицированных методов возбуждения притоков. Последнее особенно важно в условиях разведочных площадей, в геологическом разрезе которых из-за невнимания к процессам вскрытия пласта или необходимым для возбуждения притоков его обработкам допускаются пропуски промышленно ценных объектов. На необустроенных разведочных площадях, отдаленных от основных центров нефтегазодобывающей промышленности, вследствие больших трудностей их применяют лишь при доказанной крайней необходимости.
Коллекторы нефти и газа, в которых требуется производство процессов обработки продуктивных горизонтов и выполнения интенсифицированных операций по возбуждению притоков, обычно бывают осложнены рядом природных условий. Последнее относится прежде всего к коллекторам трещинного типа. Но, однако, не все разновидности коллекторов этого типа нуждаются в обработке пласта. Только производством большого числа квалифицированно поставленных исследовательских работ можно уверенно определить комплекс необходимых операций, которые подлежат выполнению в данных геолого-физических условиях.
Полученные в результате экспериментальных исследований в Восточной Сибири и Западно-Сибирской низменности доказательства справедливости установленных теоретических положений для коллекторов трещинного типа позволили осуществить более широкие экспери-
ментальные исследования на западе Грузии, в коллекторах трещинного типа в мезозойских отложениях Колхидской низменности (площадь Чала диди).
ЮГ СИБИРСКОЙ ПЛАТФОРМЫ(ИРКУТСКИЙ АМФИТЕАТР)
краткие геологические сведения
В южной части Сибирской платформы, на территории Иркутского амфитеатра, в галогенно-карбонатных отложениях нижнего кембрия в процессе геологоразведочных работ отмечаются многочисленные нефте- и газопроявления. Связаны они с трещиноватыми доломитами и доломитовыми известняками усольской, бельской и ангарской свит. Наиболее интенсивные проявления приурочены к осинскому и бельчирскому горизонтам. Дебиты нефти из указанных горизонтов резко меняются. Нередко горизонты вообще оказываются непродуктивными. Такие колебания в притоках всецело контролируются, по-видимому, интенсивностью развития трещиноватости. На большой части территории Иркутского амфитеатра эти пласты характеризуются развитием микротрещин, и они при опробовании имеют весьма малые притоки нефти. По разведочным площадям более всех детально изучен осинский горизонт, зале- 1ающий в основании усольской свиты нижнекембрийских отложений.
Сложен осинский горизонт доломитами, доломитовыми известняками и менее компетентными карбонатно-сульфатными породами.
Наиболее развитая трещиноватость пород наблюдается в средней части разреза осинского горизонта. Нефть и газ получены здесь в разведочных скважинах именно из осинского горизонта [77].
Экономические условия Иркутского амфитеатра благоприятствуют геологоразведочным работам. Район расположен в центре Восточной Сибири, пересекается Транссибирской и Тайшет-Ленской железнодорожными магистралями, а также многоводными судоходными реками Ангарой и Леной. В его пределах находится ряд крупных промышленных центров — города Иркутск, Красноярск, Ангарск. Здесь построены крупнейшие гидроэнергетические системы: Иркутская ГЭС, Братская ГЭС и др. По сравнению с другими районами Сибири этот район заселен относительно плотнее и имеет более или менее развитую сеть профилированных и грунтовых дорог.
В геологическом отношении Иркутский амфитеатр представляет обширную и сложно образованную тектоническую впадину на южной окраине Сибирской платформы. Впадина выполнена главным образом нижнепалеозойскими — кембрийскими и ордовичскими, преимущественно мелководными морскими и лагунными отложениями. На отдельных площадях впадины присутствуют силурийские, континентальные девонские, каменноугольно-триасовые и юрские отложения. С востока, юго- запада и запада впадина окаймляется полукольцом горных сооружений Байкальской зоны, Восточных Саян и Енисейского кряжа, в пределах которых на поверхность выходят метаморфические и магматические породы архейского и протерозойского возрастов.
Основное место в толще осадочных образований Иркутского амфитеатра занимают нижнекембрийские отложения, мощность которых достигает здесь 3000 м. Нормальный разрез нижнекембрийских отложений составлен по материалам глубокого разведочного и опорного бурения.
Кембрийские отложения, по данным геологических и геофизических (сейсмических и др.) исследований и глубокого разведочного бурения, образуют большое число антиклинальных структур, благоприятных для скоплений нефти и газа [77].
Этим и объясняется, что вся теоретико-экспериментальная работа по применению современных методов вскрытия и обработки пласта в основном была сосредоточена на площадях Иркутского амфитеатра.Этим и объясняется, что вся теоретико-экспериментальная работа по применению современных методов вскрытия и обработки пласта в основном была сосредоточена на площадях Иркутского амфитеатра.Из опорной скважины на Марковской разведочной площади с глу- - - --- нефти (с дебитом доИз опорной скважины на Марковской разведочной площади с глу- - - --- нефти (с дебитом добины 2164 м был получен мощный фонтан 1000 т! сутки, с газовым фактором около 500 м^!т) из доломитов осинского горизонта, что является убедительным подтверждением промышленной нефтегазоносности нижнекембрийских отложений юга Сибирской платформы.бины 2164 м был получен мощный фонтан 1000 т! сутки, с газовым фактором около 500 м^!т) из доломитов осинского горизонта, что является убедительным подтверждением промышленной нефтегазоносности нижнекембрийских отложений юга Сибирской платформы.IIb ^b ^^M 70^M 7088на право- Ир кутска.на право- Ир кутска.550-650-750-850-950-550-650-750-850-950-■Б8-3000т3000■Б8-3000т3000Атовская площадь находится бережье р. Ангары, севернее г.Атовская площадь находится бережье р. Ангары, севернее г.Sp^w7№- 500300Т 600, 1500 1700 1800Sp^w7№- 500300Т 600, 1500 1700 1800‘-3000‘-300011Crop 130Crop 130Разрез по профилю N13Разрез по профилю N13223 j^4 КЭИ3 j^4 КЭИ1010115312501350- №50-1550-1650-I11750-1850-1950-115312501350- №50-1550-1650-I11750-1850-1950-уу¥¥ASTAST2358^ ^да8 2555-82358^ ^да8 2555-8
Этим и объясняется, что вся теоретико-экспериментальная работа по применению современных методов вскрытия и обработки пласта в основном была сосредоточена на площадях Иркутского амфитеатра.
Этим и объясняется, что вся теоретико-экспериментальная работа по применению современных методов вскрытия и обработки пласта в основном была сосредоточена на площадях Иркутского амфитеатра.
Из опорной скважины на Марковской разведочной площади с глу- - - --- нефти (с дебитом до
Из опорной скважины на Марковской разведочной площади с глу- - - --- нефти (с дебитом до
бины 2164 м был получен мощный фонтан 1000 т! сутки, с газовым фактором около 500 м^!т) из доломитов осинского горизонта, что является убедительным подтверждением промышленной нефтегазоносности нижнекембрийских отложений юга Сибирской платформы.
бины 2164 м был получен мощный фонтан 1000 т! сутки, с газовым фактором около 500 м^!т) из доломитов осинского горизонта, что является убедительным подтверждением промышленной нефтегазоносности нижнекембрийских отложений юга Сибирской платформы.
I
I
b ^
b ^
^M 70
^M 70
8
8
на право- Ир кутска.
на право- Ир кутска.
550-
650-
750-
850-
950-
550-
650-
750-
850-
950-
■Б
8
-3000т3000
■Б
8
-3000т3000
Атовская площадь находится бережье р. Ангары, севернее г.
Атовская площадь находится бережье р. Ангары, севернее г.
Sp^w
7№- 500
300
Т 600, 1500 1700 1800
Sp^w
7№- 500
300
Т 600, 1500 1700 1800
‘-3000
‘-3000
1
1
Crop 130
Crop 130
Разрез по профилю N13
Разрез по профилю N13
2
2
3 j^4 КЭИ
3 j^4 КЭИ
10
10
1153
1250
1350- №50-
1550-
1650-
I11750-
1850-
1950-
1153
1250
1350- №50-
1550-
1650-
I11750-
1850-
1950-
у
у
¥
¥
AST
AST
2358^ ^да8 2555-8
2358^ ^да8 2555-8
Рис. 45а. Структурная карта Атовского поднятия (изогипсы про-ведены по отражающему горизонту).
1 — глина; 2 — песок; 3 — песчаник; 4 — известняк; 5 — ангидрит; 6 — доломит;7 — гипс; 8—каменная соль; 9 — глинистый сланец; 10 — докембрий; А — кровляангарской свиты; Б — низы бельской свиты; В — низы усольской свиты. / —ангарская; //— булайская; /// —вельская; IV — усольская; V — мотская сви-ты; VI — докембрий; VII — отражающий горизонт.
Месторождение приурочено к антиклинальной складке, выявленной колонковым бурением в отложениях верхнеленской свиты верхнего кембрия и сейсморазведкой по глубоким горизонтам кембрия (осинский горизонт, мотская свита и др.).
Структура, выявленная глубоким бурением на Атовской площади, вытянута почти в меридиональном направлении; примерные ее размеры 8 км по длинной и 4 км по короткой оси, амплитуда 75—100 м (рис. 45а).
СВЕДЕНИЯ О ТРЕЩИНОВАТОСТИ ПОРОД
В нижнекембрийских отложениях Иркутского амфитеатра трещинные коллекторы имеют большое распространение по всему югу Сибир ской платформы в нижней части бельской и в верхней части усольской свит. В этих интервалах разреза сильно развита трещиноватость пород, и они могут рассматриваться как коллекторы, вподне пригодные для нефтегазон а копления и разработок [32]\
В низах усольской свиты залегает пачка сульфатно-карбонатных пород — осинский горизонт мощностью от 30 до 60 м. К этим породам приурочены многочисленные нефтегазбпроявления почти на всех площадях. Осинский горизонт располагается на 120—150 м выше подошвы усольской свиты, довольно четко выделяется в разрезе по своим литологическим особенностям и хорошо*1 дифференцируется по результатам электрометрических исследований. ПЬкрЫвается и подстилается горизонт каменной солью.
На Атовской и других площадях (Балыхтинской, Парфеновской, Осинской и др.) трещиноватость пород в осинском горизонте особенно высокая. Вместе с тем пористость вмещающей породы имеет небольшую величину и колеблется в пределах 2—3%, реже достигает 4%. Здесь отмечаются вертикальные, наклонные и горизонтальные трещины, выполненные люминесцирующим битумом; несколько меньше—трещины открытые и заполненные минеральным веществом (глиной, гцпс-ангид- ритом и солью).
Основным проводником нефти в осинском горизонте служит сеть очень сложно соединенных микротрещин [32, 71]. Осинский горизонт в скв. 2 Атовской площади охарактеризован керном только в своей средней и нижней частях; из 48 м разреза горизонта керном охарактеризованы 29,5 м (шлифы, фотографии и описания выполнены во ВНИГРИ).
Из пород кровли горизонта мощностью 11 м (1935—1946 ж) так же, как и из нижней половины разреза с глубины 1966—1973,5 м и мощностью 7,5 м, керн отсутствует. Литологически горизонт представлен доломитами неравнозернистыми, часто со сгустковой и со сгустково- комковатой структурой. В верхней части преобладают засолоненные доломиты, в средней и нижней части доломиты ангидритизированы. В нижней части также встречен один прослой известняка доломити- стого водорослевого (глубина 1973,55—1980,55 м). Равнозернистые разности доломита в разрезе отсутствуют [20, 32].
Многочисленные исследования трещин показали, что горизонтальные трещины в основном открытые или заполнены подвижным битумом, а вертикальные выполнены Минеральным веществом.
В образцах наблюдается присутствие двух взаимнопересекающихся под прямым углом трещин, заполненных легким битумом, который под люминескопом дает голубовато-белое или желтое свечение.
Пики наибольшей проницаемости открытых трещин совпадают с пиками наибольшей частоты микротрещин; по последним в разрезе осинского горизонта на фоне общей трещиноватости выделяются две зоны высокочастотной трещиноватости: на глубинах 1952—1955 м и 1976—1979 м.
В шлифах отмечается зона с наибольшей трещиноватостью пород в верхней части (1948—1955 м). К этой зоне приурочены и наиболее интенсивные свечения по трещинам голубовато-белым цветом (на глубине 1948,5 м и 1952—1954 л«).
На глубине 1975—1983 м присутствуют легкий нефтяной и окисленный битум как по вертикальным, так и по горизонтальным микротрещинам. К этим же двум зонам приурочены и редкие крупные поры
247
Рис. 46. Скв. Р-2 Атовской площади (средняя частота трещин на 1 м составляет
48 — ; средняя раскрытость открытых микротрещин 37—40 мк).
и каверны, соединенные между собой микротрещинами. В них наблюдается свечение битума под люминесцентной лампой.
Пики наибольшей проницаемости отмечаются также газокаротажной станцией и соответствуют пикам газового каротажа (рис. 46).
По разрезу с глубины 1946 м и до забоя по трещинам и реже кавернам отмечается присутствие легкого нефтяного битума. Интервалы 1948—1955 м и 1975—1983 м относятся к зонам наиболее интенсивной рассеченности породы. Поры имеют размер 0,2—0,4 мм, каверны до 2,0—2,5 мм. В канальцах отмечаются примазки желтого нефтяного битума. Ширина микротрещин в среднем по всей исследованной части разреза осинского горизонта составляет 37—40 мк, а средняя частота их, приходящаяся на 1 м мощности горизонта, равна 48 (рис. 46) [32].
Непосредственно над трещиноватыми доломитами осинского горизонта залегают отложения каменной соли, мощность которых достигает 600 м. Горизонт от терригенных отложений мотской свиты отделяется тоже мощной толщей каменной соли —180 м. Соль встречается и в самом породообразующем материале нефтяного коллектора.
Каменная соль имеет такую же, как и доломиты осинского горизонта, трещинную характеристику, и трещины в соли заполнены легким битумом, который под люминескопом дает такое же свечение, что и доломиты.
Анализ пробы нефти, взятой из толщи каменной соли в местах ее стока, показал, что она темнее нефти, поступающей из доломитов, по удельному весу немного тяжелее ее и в своем составе содержит до 1,5% смол и 730 мг[л соли.
ОПЫТНЫЕ РАБОТЫ НА АТОВСКОЙ ПЛОЩАДИ
Скв. 2 на Атовской площади в пределах свода на глубине 1935 м вскрыла осинский горизонт и была углублена по нему до 1983 м. Вскрытая мощность горизонта при полной мощности его 51 м составила 48 м.
Бурение велось с промывкой забоя водным раствором каменной соли удельного веса 1,28—1,30 Г [см3.
До глубины 1931 м какие-либо нефтегазопроявления не встречались, но ниже наблюдались выбросы газированной промывочной жидкости, а при промывке скважины раствор выходил с большим содержанием пены, которая легко загоралась от огня. Кроме пены, вместе с раствором выходила легкая светлая нефть. Явления эти наблюдались до глубины 1983 м, в связи с чем дальнейшее бурение остановили. Спустили 219-лш обсадную колонну со расчетом установки башмака на 15 м ниже (1950,5 м) кровли осинского горизонта, чтобы продуктивную часть пласта опробовать конструкцией открытого эксплуатационного забоя. При спуске обсадной колонны из скважины вместе с промывочной жидкостью выделялась светлая легкая нефть
В процессе испытания скважины выяснилось, что дебит нефти при любой депрессии, устанавливаемой у забоя, составлял 50 л/сутки, даже когда скважина после снижения уровня и полного осушения оставлялась в покое на длительный срок.
Такое состояние скважины, как выяснилось впоследствии, было результатом смыкания нефтеподводящих микротрещин, служащих каналами связи между пластом и эксплуатационным забоем скважины.
На многих площадях Иркутского амфитеатра вскрытие продуктивных горизонтов в нижнекембрийских отложениях разведочными скважинами сопровождалось иногда очень сильными проявлениями нефти и газа. Эти проявления имели различную интенсивность — от появления запаха газа, ощущавшегося в атмосфере, пузырьков газа и пленок нефти на поверхности промывочного раствора, циркулирующего в же-
249
Рис. 48. Изменение давления по скв. 2. / — на буфере; 2 — в кольцевом пространстве.Рис. 48. Изменение давления по скв. 2. / — на буфере; 2 — в кольцевом пространстве.Рис. 49. Изменение уровней ло сив. 2 (начальная координата времени — конец выброса).Замеры: 1 — 2—4 сентября в открытой скважине; 2— 8—18 сентября в откры той скважине; 3 — 13—18 сентября в закрытой скважине; 4 — 18—23 сентября в закрытой скважине.Рис. 49. Изменение уровней ло сив. 2 (начальная координата времени — конец выброса).Замеры: 1 — 2—4 сентября в открытой скважине; 2— 8—18 сентября в откры той скважине; 3 — 13—18 сентября в закрытой скважине; 4 — 18—23 сентября в закрытой скважине.
Рис. 48. Изменение давления по скв. 2. / — на буфере; 2 — в кольцевом пространстве.
Рис. 48. Изменение давления по скв. 2. / — на буфере; 2 — в кольцевом пространстве.
Рис. 49. Изменение уровней ло сив. 2 (начальная координата времени — конец выброса).
Замеры: 1 — 2—4 сентября в открытой скважине; 2— 8—18 сентября в откры той скважине; 3 — 13—18 сентября в закрытой скважине; 4 — 18—23 сентября в закрытой скважине.
Рис. 49. Изменение уровней ло сив. 2 (начальная координата времени — конец выброса).
Замеры: 1 — 2—4 сентября в открытой скважине; 2— 8—18 сентября в откры той скважине; 3 — 13—18 сентября в закрытой скважине; 4 — 18—23 сентября в закрытой скважине.
лобах, вплоть до аварийно-открытых нефтяных и газовых фонтанов. Но характерно, что эти признаки нефтегазоносности при испытании скважин на приток проявлялись слабо и давали обычно повод для отрицательных заключений.
Анализ накопленных данных показал, что получаемые при испытании скважин сведения об опробуемом объекте и о его нефтегазосодержании часто не отражают действительного положения нефтегазонасыщенности проходимых пород.
Скв. 2, несмотря на высокое давление пласта (220 кГ/см2), наполнялась нефтью очень медленно. После полного опорожнения уровень в ней за 6 месяцев поднялся от убтья толь-
пко до 262 м. На рис. 47, 48, 49 пред-
Рис. 47. Кривая изменения уровня по, ,„
скв. 2ставлены снятые кривые изменения в
скважине уровня нефти во времени, а также буферного и затрубного давлений. Такой крайне слабый приток, очевидно, не мог быть получен из трещин, которые обычно отличаются большой пропускной способностью. Оставалось предположить, что единственными каналами сообщения скважины с пластом служат поры величиной менее десятых или даже сотых долей миллиметра.
Полученные из скважины слабые притоки, таким образом, были первым доказательством сомкнутости микротрещин. Еще более веские доказательства этого были получены уже впоследствии, когда стали осуществлять процессы обработки пласта.
250
В гранулярных породах при вытеснении рабочих жидкостей в пласт кривая расхода жидкости растет в зависимости от величины репрессии до определенной точки плавно.
Полагая вначале, что так будет и в коллекторах трещинного типа, в скв. 2 при исследовании коэффициента приемистости плавно повышали давление. Однако, повысив давление до 150 кГ!см\ достигнуть даже самой незначительной приемистости рабочей жидкости не удалось. Предположили, что это происходит в результате сильного загрязнения эксплуатационного забоя. Кроме промывки ствола чистой водой (до 1500—2000 м^/сутки) на форсированных режимах, промывку вели несколькими кислотными цепочками (6% НС1) при замедленных режимах. Но при том же давлении 150 кГ/см2 на устье достигнуть приемистости не удалось. Тогда произвели промывку, применив в качестве рабочей жидкости неполярный растворитель — очищенный керосин в количестве 8 м3 (а=46,7 эрг/см2), циркулировавший в пределах эксплуатационного забоя на самых медленных режимах (работы проводились автором).
После удаления из пределов эксплуатационного забоя большого количества загрязняющих веществ при том же давлении 150 кГ/см2 сообщения с пластом достигнуть не удалось. Тогда 3%-ный водный раствор ПАВ (ОП-7), приготовленный в количестве 6 м\ доставили к эксплуатационному забою и насосными агрегатами с помощью чистой воды стали вытеснять в пласт. Чтобы повысить давление на устье скважины, на этот раз выше 150 кГ/см2, предварительно защитили колонну пакером, опущенным в скважину на 102-^ насосно-компрессорных трубах; пакер установили на 5 м выше башмака обсадной колонны. Когда давление на устье повысилось до 230 кГ/см2, приемистость резко увеличилась, и в пласт сразу начала поступать рабочая жидкость в значительных количества^. Коэффициент приемистости повысился от нуля без промежуточных значений до 4 м3] сутки-ат. Стало ясно, что это было давление, при котором раскрылись нефтеподводящие трещины и с пластом у скважины восстановилась гидродинамическая связь.
Дальнейшее исследование показало, что дебит скважины в результате проведенной операции повысился с 50 до 250 л/сутки, что, однако, существенно не изменило характера работы скважины, и поэтому работы по интенсификации притока в ней были продолжены. Более всего отвечает природным условиям осинского горизонта ГКРП.
Процесс обработки пласта. Смесь в количестве 10 jw3 составили из соляной, плавиковой, лимонной кислот и ПАВ (ОП-10). До и после закачки приготовленной смеси в пласт вытеснялся буферный слой из водного раствора ОП. В пласт было вытеснено всего 74 ж3 растворов ПАВ (ОП-7) с концентрацией 0,5% вес. в смеси с кислотами и отдельно в качестве буферного слоя.
Водный раствор ОП большей концентрации, чем 0,5%, не очень резко снижая показатель межфазного натяжения (на 1—2 эре/см2), в то же время повышает его эмульгирующую способность. При контакте этого раствора с нефтью осинского горизонта получается трудно расслаивающаяся, устойчивая эмульсия. Поэтому для предупреждения образования в пласте такой эмульсии концентрацию ПАВ в растворе поддерживали в пределах 0,5% вес.
После вытеснения в пласт под давлением 230—240 кГ/см2 рабочей жидкости (солянокислотного раствора) и оставления ее в пласте в течение 12 ч давление на устье упало до 30 кГ/см2', начали производить дренирование скважины самоизливом. В течение следующих 12 ч из скважины переливала вытесненная в пласт жидкость с дебитом 300—320 л[ч.
В скважине установился режим периодического фонтанирования, которое вследствие несинхронности поступления газожидкостной смеси 251
из пласта и подъема ее на земную поверхность происходило неравно' мерно: кратковременное фонтанирование сменялось длительным периодом накопления.
Так как работа скважины не была выведена на устойчивый режим, то невозможно было получить однозначные данные о физических параметрах пласта и оптимальном технологическом режиме работы подъемного механизма.
Спуск лифта из труб составного диаметра — 38 мм— 928 л/ и 63 мм—1035 м (всего 1963 м)— не внес существенных изменений в режим работы скважины.
По предварительным исследованиям было установлено: давление пласта 220 кГ‘1см\ газовый фактор 220—250 м3{м3, нефть удельного веса 0,82 TjcM\ сумма светлых — 40%, парафина и смол — следы. Коэффициент продуктивности 0,04 м3$ сутки-ат. Фактический суточный дебит при депрессии 100 кГ/см2— 3,5—4,0 м3. Таким образом, за врем^ поисков нефти и газа в южной части Сибирской платформы из нижне- кейбрийских отложений впервые была получена промышленная нефть. Этими работами было показано, что вследствие деформации горных пород в связи с вертикальной выработкой (скважиной) нефтеподводящие микротрещины в пласте смыкаются. И поэтому их восстановление в коллекторах трещинного типа имеет для возбуждения в пласте притоков основное значение.
Из скв. 2 в период ее пробной эксплуатации и по настоящее время добыто несколько тысяч м3 нефти.
Исследования показали, что коэффициент приемистости почти в 100 раз больше коэффициента продуктивности. Это объясняется тем, что микротрещины при обработке забоя не были закреплены. Поэтому после снятия устьевого давления они могли снова сомкнуться.
Вместе с тем неравномерная, волнистая поверхность стенок микро- трещип и различная интенсивность реакции кислоты на разных участках породы, зависящая от свойств самой породы, существующих в пласте давления и температуры, оставили на их стенках шероховатость и следы разъедания разной глубины. Вследствие этого даже при наиболее плотном смыкании микротрещин через образовавшиеся таким образом в них просветы просачивается нефть. Других каналов, подводящих нефть к эксплуатационному забою скважины, за исключением микротрещин, в породе нет (если не считать малое количество нефти, фильтрующейся из пор).
И так как нефть в скважину поступает через образовавшиеся от разъедания кислотой просветы, а не из полностью раскрытых микротрещин, то поэтому коэффициент продуктивности во много раз меньше коэффициента приемистости.
МИНУСИНСКАЯ КОТЛОВИНАкраткие геологические сведения
Минусинский межгорный прогиб располагается в пределах Саяно- Алтайской складчатой области. Прогиб обрамлен горными сооружениями Восточных и Западных Саян и Кузнецкого Алатау, сложенными протерозойскими и нижнепалеозойскими образованиями. Прогиб вытянут в общем меридиональном направлении и разделяется поперечными перемычками на ряд обособленных впадин — Южно-Минусинскую, Средне-Минусинскую, Северо-Минусинскую и Назаровскую. Для поисков нефти и газа была избрана Южно-Минусинская впадина, выполненная сравнительно слабометаморфизованными лагунно-морскими и континентальными отложениями девонского и каменноугольного периодов (мощностью от 3 до 10 км). Эти отложения образуют преимуще- 252
ственно асимметричные, мало сжатые антиклинальные складки, купола и брахиантиклинаЛи с довольно широкими плоскими вершинами и крутыми крыльями, разделенными широкими, обычно плоскодонными синклиналями.
В Южно-Минусинской впадине на основании различий в строении, характере дислоцированности и уплотненности пород различаются два
Рис. 50. Структурная карга Быстряиской площади по кровле бейской свиты.
структурных района: Таштыпский и Минусинский. Последний занимает основную часть Южно-Минусинской впадины [28].
Структуры Минусинского района просты и являются, по существу, переходными к структурам платформенного типа. Общая мощность осадочных толщ (девон, карбон, пермь), выполняющих впадину в этом районе, достигает 10000 л/ [108].
Экспериментальные исследования по вскрытию и обработке пласта проводились на площадях Южно-Минусинской впадины — Быстрянской, Ново-Михайловской и др.
Установлена приуроченность здесь нефти и газа к коллекторам трещинного типа в живетских и фаменских отложениях девонской системы— в илеморовской, бейской и тубинской свитах.
По данным изучения глубинного строения недр выяснено, что уплотненность пород, в том числе и продуктивных горизонтов, уменьшается снизу вверх по разрезу, а также от бортов впадины к ее центру.
Район Минусинского межгорного прогиба расположен в густо населенной части Западной Сибири, пересекается железными дорогами и судоходными реками (Енисей, Абакан), имеет разветвленную сеть профилированных и грунтовых дорог, находится в непосредственной
близости от больших промышленных центров. Район относится не к таежной, а к степной зоне юга Сибири с широко развитым сельским хозяйством.
Быстрянская структура расположена на берегу р. Енисея между городами Минусинск и Абакан. Структура, вытянутая в направлении с юго-запада на северо-восток, имеет длину до 10 км, ширину до 5 км„ амплитуду не менее 250—300 м. В ядре структуры на поверхности
Рис. 51. Структурно-геологическая карта Ново-Михайловской площади. Qi+2ai — речные террасовые отложения; Q03 — озерные отложения; Р^ к0 — конгломератовые отложения; Ci kriv— кривинская свита; С tsch— чейская толща.
1 — геологическая граница; 2—изогипсы кровли самохвальской толщи; 3 — ось антиклинали; 4 — элементы залегания; 5 — пробуренные колонковые скважины; 6 — бурящиеся глубокие скважины; 7— проектные глубокие разведочные скважины; 8 — скважины, подлежащие ликвидации.
обнажаются горизонты тубинской свиты фаменского яруса. Структурная карта Быстрянской площади построена по электрокаротажному реперу в кровле бейской свиты. Согласно этой карте углы наклона крыльев структуры составляют 7—9° (рис. 50).
Газоносными являются песчаники илеморовской, сарагашской свит и породы бейской свиты. Контур газоносности в плане проходит по стратоизогипсам кровли бейской свиты (1500—1530 м). Газоводяной контакт располагается между абсолютными отметками кровли илеморовской подсвиты (1675—1700 м). Размеры залежи в плане равны: 6—7 км по длинной оси структуры и 3—3,5 км по короткой оси. Этаж газоносности превышает 150—160 м.
Нефтеносный песчаник встречен в тубинской свите. Его контур нефтеносности не установлен, но, по-видимому, является еще более широким, что контур газоносности илеморовской подсвиты.
Скв. 2, выявившая притоки нефти из тубинского песчаника, вскрыла
к югу от Минусинска.к югу от Минусинска.Рис. 5*2. Открытый газовый фонтан из скв. 1 Ново-Михайловской площади.Рис. 5*2. Открытый газовый фонтан из скв. 1 Ново-Михайловской площади.
к югу от Минусинска.
к югу от Минусинска.
Рис. 5*2. Открытый газовый фонтан из скв. 1 Ново-Михайловской площади.
Рис. 5*2. Открытый газовый фонтан из скв. 1 Ново-Михайловской площади.
последний почти на 370 м ниже, чем скв. 14, расположенная в своде Быстрянской структуры и тоже давшая нефть.
Другая газовая залежь в породах илеморовской подсвиты и бей
ской свиты открыта в 1956 г. на Ново-Михайловской структуре, распо
ложенной на левом берегу р. Енисея, в 40—45 км
Структура эта вытянута в широтном направлении и имеет размеры: длину 16 км, ширину 6 км, амплитуду более 200 м (рис. 51). Углы падения на крыльях структуры 12°. На площади пробурено всего восемь скважин.
Первые результаты бурения подтвердили наличие нефти и газа в девонских отложениях. Однако должного развития эти открытия в последующем не получили.
Глубокие скважины вначале были заложены на Быстрянской структуре. В скв. 1 при разбуривании илеморовской подсвиты сарагашской свиты с глубины 1854 м наблюдались газирование глинистого раствора и частые его выбросы на высоту до 15 м. При забое 1881,25 м и после 14-ч остановки из скважины был выброшен глинистый раствор, и она начала фонтанировать природным газом. Открытое фонтанирование продолжалось 40 суток с дебитом
при свободном истечении до
180 000 мЧсутки. Затем открытое фонтанирование ликвидировали, скважину обсадили 168-лм* колонной и газоносный горизонт опробовали конструкцией эксплуатационного забоя открытого типа (в интервале 1845—1881 м). Во время его опробования скважина вновь стала фон
танировать. Пластовое давление при этом оказалось равным 198 кГ/см2, а свободный дебит газа достигал 181 000 м3/сутки. Затем скважина была закрыта. Испытание ее повторили спустя 2 года и вновь
получили фонтан с теми же показателями пластового давления и производительности. В общей сложности скважина фонтанировала около 6 месяцев, причем из нее было получено приблизительно 20 млн. м3
газа. .
Таким образом, скв. 1 на Быстрянской площади дала промышленный приток газа из илеморовской подсвиты среднего девона и, по данным испытаний этого горизонта, вскрыла в нем промышленную залежь газа. В дальнейшем на Быстрянской площади были получены притоки газа в скв. 5 из бейской свиты (4500 м3/сутки), скв. 4 (5000 м3/сутки) и скв. 15 (10 000 м3/сутки) из сарагашской свиты. Нефть получили из песчаника тубинской свиты в скв. 14 (до 4500 л/сутки) и скв. 11 (1 л/сутки), а также из сарагашской и бейской свит в скв. 15 (500 л/сутки). При испытаниях сарагашской свиты в скв. 6, 7 и 13 получили притоки воды, причем дебит воды в скв. 6 достигал 119 м3/сутки.
Газовый фонтан на Ново-Михайловской площади возник в процессе бурения скв. 1, вскрывшей илеморовскую и бейскую свиты (рис. 52). При забое 2540 ж скважина начала фонтанировать с выбросами раствора на высоту 30—35 ж. В дальнейшем произошел сильный выброс газа с глинистым раствором. В результате была снесена вышка, и из скважины верхняя часть 219-лсч обсадной колонны общей длиной около 320 ж была выброшена. Колонна при этом была разорвана, и куски ее разбросаны на расстояние до 250 ж от места расположения скважины, причем патрубки длиной 2—3 ж при падении почти вертикально углублялись в землю. Выброс продолжался 20—25 жин.
В дальнейшем выбросы из скважины происходили периодически, вначале через каждые 4—5 ч, затем интервалы между выбросами увеличились. Впоследствии выбросы из нее прекратились вовсе, и из скважины выходил один сухой газ. Устье скважины и образовавшиеся вокруг него в период фонтанирования грифоны были зацементированы. Дебит газа во время открытого фонтанирования скважины составлял около 100 000 ж3} сутки.
В последующем газ из илеморовской и бейской свит на Ново-Михайловской площади был получен в скв. 4, 5, 6, 7, но уже в небольших количествах.
Особенно показательна в этом отношении скв. 4, при разбуривании которой из бейской свиты и илеморовской подсвиты (бейская свита 2370—2548 ж, илеморовская свита 2548—2670 ж, аскизская свита 2670—2810 ж^ с глубины 2500 ж наблюдались очень сильные газопроявления. Поэтому бурение в ней вели с промывкой забоя утяжеленным глинистым раствором с добавками большого количества барита. В пласт за время бурения вытеснялось до 1000 ж3 баритизированного раствора. Удельный вес раствора доводился до 1,60 Г]сж3. При снижении удельного веса раствора до 1,58—1,59 Г/сж3 в скважине уже начинались сильные газопроявления. С течением времени газопроявления ослабевали, и при испытании скважины (замена утяжеленного раствора водой и снижение уровня поршневанием) из нее смогли получить только очень слабый приток природного газа.
СВЕДЕНИЯ О ТРЕЩИНОВАТОСТИ ПОРОД
Трещиноватость карбонатных и терригенных пород девонских отложений изучалась на разбуриваемых структурах в Южно-Минусинской впадине. В этих отложениях совершенно четко выделяются две основные системы трещин, расположенные между собой почти под прямым углом.
В региональном плане направление одной системы вытянуто вдоль оси впадины, другая система перпендикулярна ее бортам. Простирания основных систем трещин на структурах соответствуют направлениям малой и большой осей, и, как правило, одни совпадают с простиранием, другие — с направлением падения пород.
В шлифах выделено всего шесть генераций трещин, хотя в основном они характерны для пород дофранского возраста и связаны с карбонатными разностями.
Породы среднего и верхнего девона Южно-Минусинской впадины рассечены трещинами, которые по степени выполнения минеральным веществом и битумом подразделяются на закрытые, частично выполненные и открытые.
Соотношение перечисленных типов трещин в %:
Открытые микротрещины50
Трещины, выполненные битумом15
Трещины, выполненные минеральным веществом 30
Трещины смешанного типа 5
В терригенных отложениях число генераций уменьшается до 3—2. В породах доаскызского времени (живетский ярус) в основном распространена лишь II генерации микротрещин [28].
Ниже приводятся результаты петрографического изучения горных пород на Быстрянской (тубинская свита, притоки нефти) и Ново-Михайловской (среднедевонские отложения — притоки природного газа) площадях.
Быстрянская площадь, скв. 18 (тубинская свита, интервал 760,2— 761.4 лг)— песчаник серого цвета, неясно-слоистый, мелкозернистый, с хорошо отсортированным кластическим материалом и слабой окатанно- стью. Преобладающий размер зерен 0,20—0,25 мм. Форма зерен преимущественно угловато-округлая, неправильная, реже округлая. Часто зерна терригенного материала имеют корродированную поверхность.
Состав обломочного материала полимиктовый. Главными составляющими компонентами являются кварц (55%), полевой шпат и обломки пород. Цементирующим веществом служит крупнозернистый, перекристаллизованный кальцит. Тип цемента поровый. Песчаник довольно крепкий, плотный. Участками наблюдается смещение отдельных зерен обломочного материала и их кварцитовидное строение.
Открытая пористость равна 2,98%, газопроницаемость 0,31 мд. В породе развиты микротрещины.
Отмечена одна открытая вертикальная трещина, проходящая через весь шлиф. Форма открытой трещины слабоизвилистая, участками прямолинейная. Средняя ширина открытой трещины 40 мк, длина 65 мм
Верх интервала 767,6—768,6 м. Песчаник серый, тонкослоистый, мелкозернистый и равномерно-зернистый. Размер зерен колеблется от 0,03 до 0,3 мм. Преобладающими являются зерна размером 0,18— 0,22 мм. Форма зерен угловато-округлая, угловатая, реже округлая, иногда корродированная. Обломочный материал полимиктового состава и представлен кварцем (50—55%), полевыми шпатами (18—20%), обломками пород (22—25%) и слюдой (мусковит, биотит — 4,5%); цемент — смешанный. Преобладает крупнозернистый кальцитовый цемент, реже участками отмечается сидеритовый и глинисто-карбонатный цемент.
В песчанике развиты микротрещины. Выделяются минеральные микротрещины, заполненные кальцитом и располагающиеся параллельно слоистости, с раскрытостью до 40 мк, и открытые микротрещины, располагающиеся так же, как и минеральные, параллельно слоистости.
Открытые микротрещины имеют слабоизвилистую или участками прямолинейную форму. Ширина открытых микротрещин 30 мк, длина 45 мм. Интенсивность рассеченности породы составляет 25 трещин на 1 м мощности разреза.
Таблица 22
Направление эффективных микротрещин по отношению к слоистости породы
Скв 4
Скв. 7
бейская свита
илеморов- ская свита
бейская свита
илеморовская свита
Параллельное
30
36
25
31
Круто наклонное и перпендикулярное . . .
55
54
63
63
Направление нс выяснено
15
10
12
6
В табл. 22 приводятся соотношения эффективных микротрещин различных направлений (в %) по скв. 4 и 7 Ново-Михайловской площади [28].
25725717 Г T Овнатанов
257
257
ОПЫТНЫЕ РАБОТЫ НА БЫСТРЯНСКОЙИ НОВО-МИХАЙЛОВСКОЙ ПЛОЩАДЯХ
Быстрянская площадь. Ранее проведенными на Быстрянской площади геологоразведочными работами было доказано наличие промышленных притоков природного газа в отложениях илеморовской подсвиты сарагашской свиты и, возможно, в карбонатных отложениях нижней части бейской свиты среднего девона. Кроме того, было установлено наличие высокопарафинистой легкой нефти в терригенных отложениях тубинской свиты верхнего девона.
Для выявления характера залежей нефти в тубинских отложениях и установления их промышленного значения были пробурены две специальные оценочные скв. 17 и 18, в которых осуществлен комплекс мероприятий по вскрытию продуктивных пород, обеспечивающий сохранение первоначальных фильтрационных свойств пласта и возбуждение притоков.
В скв. 14 Быстрянской площади был проведен достаточно большой объем работ по ее испытанию с целью выработки методик, отвечающих условиям нефтеносного песчаника тубинской свиты, и последующего перенесения полученного опыта на другие скважины этой площади (исполнители Д. Е. Кондрашин, В. Д. Веремеенко, Г. А. Поляков) .
Общая характеристика нефти и изменение ее вязкости и удельного веса в зависимости от температуры образца, взятого из тубинских отложений, представлены в табл. 23.
Таблица 23
Вязкость при 20° С, сст
Плотность р, г/см3
Содержание парафина.
Температура плавления, °C
Содержание светлых фракций, %
Смолы силикагелевые, %
Коксу емость, %
ДО 200° С
ДО 300° с
24,31
0,8267
12,8
49
7,6
34
4,4
0,42
Скважина имеет следующую конструкцию: 325-жж кондуктор спущен на глубину 210,6 ж, цемент поднят до 27 ж от устья; 168-жж эксплуатационная колонна — на 986 ж, цемент за колонной в интервале 900—814 ж.
Продуктивный горизонт — песчаник тубинской свиты верхнего девона выделяется в интервале 918—945 ж. Песчаник крепкий, полимиктовый, с известково-кремнистым цементом. С глубины 927,0—929,1 ж был поднят керн с запахом газа, а с глубины 929,1—934,1 ж—песчаник, обильно пропитанный нефтью.
Для опробования продуктивного песчаника 168-жж эксплуатационная колонна была перфорирована с плотностью отстрела — восемь отверстий на 1 ж. Снижением уровня жидкости в скважине до 900 м тартанием притока нефти из пласта не получили. Дополнительная перфорация эксплуатационной колонны торпедным перфоратором ТПК-22 с плотностью четыре отстрела на 1 ж в интервале 918—933 ж, по существу, тоже не дала положительного результата, так как за 27 суток из пласта было получено всего 0,54 ж3 воды.
Несколько позже в скважине произвели гидравлический разрыв пласта с закачкой в пласт 300 кг кварцевого песка фракции 0,3—0,4 мм при давлении 300 кГ/см2. В качестве жидкости-песконосителя использовали пластовую нефть в количестве 1,2 ж3. После разрыва из скважины получили 2538 л нефти.
ис. 53. Результаты исследования притока жид- жти в скв. 14 Быст|рянской -площади после ГРП.1 — уровень снижен до 500 ж; 2 — то же, до 700 м, 3 — то же, до 850 м.ис. 53. Результаты исследования притока жид- жти в скв. 14 Быст|рянской -площади после ГРП.1 — уровень снижен до 500 ж; 2 — то же, до 700 м, 3 — то же, до 850 м.до полного отсутствия кислотности.до полного отсутствия кислотности.
ис. 53. Результаты исследования притока жид- жти в скв. 14 Быст|рянской -площади после ГРП.
1 — уровень снижен до 500 ж; 2 — то же, до 700 м, 3 — то же, до 850 м.
ис. 53. Результаты исследования притока жид- жти в скв. 14 Быст|рянской -площади после ГРП.
1 — уровень снижен до 500 ж; 2 — то же, до 700 м, 3 — то же, до 850 м.
до полного отсутствия кислотности.
до полного отсутствия кислотности.
В последующем пласт подвергли кислотной обработке. Рабочую жидкость вытеснили в пласт при давлении 150 кГ/см\ и скважину оставили под давлением на 44 ч, после чего начали производить тартание желонкой. При понижении уровня жидкости до 900 м из скважины извлекли 1850 л воды и 1770 л нефти.
Через месяц в ней снова произвели гидравлический разрыв пласта, использовав в качестве ^/ц жидкости разрыва глинокис- gg “ лотный раствор.
В качестве носителя кварцевого песка была использована товарная нефть (18 м^, при помощи кото- рой в образовавшихся трещинах было размещено 9 т песка фракции 0,5—1,0 мм. Результаты испытания скважины после ГРП представлены на рис. 53. Из рис. 53 w видно, что приток нефти, постепенно снижаясь, достиг 5 л/ч.
Для улучшения фазовой проницаемости по отноше- 20 нию к нефти было решено пласт обрабатывать дизельным топливом с добавкой оксидата (анионактивного нефтерастворимого ПАВ). Для этого в скважине были о проведены подготовительные мероприятия: прямая и £ обратная промывка 4%-ным раствором соляной кислоты тремя отдельными цепочками; промывка чистой водой
В пласт под давлением 150 кГ/см2 вытеснили 12 ж3 3%-ного раствора оксидата в дизельном топливе, предварительно подогретого до 85° С. Но и после этого в скважине при испытании снижением уровня жидкости до 860 м производительность постепенно уменьшилась в течение 25 суток до 50—70 л/сутки. Небольшая продуктивность тубин- ского песчаника обусловлена выпадением в призабойной зоне кристаллов парафина вследствие низкой забойной температуры (26° С) и высокого содержания парафина в нефти. Поэтому в следующем этапе обработки скв. 14 был предусмотрен подогрев ее призабойной зоны.
Подогрев забоя циркуляцией горячего дизельного топлива. Для подогрева рабочей жидкости установили и утеплили емкость объемом 18 .и3, которую нагревали при помощи пара, проходящего через змеевик от парового котла. В нижнюю часть емкости для подачи горячей смеси к агрегату была вварена 114-лъи бурильная труба с задвижкой, к которой присоединялась линия, проложенная из 127-^ обсадных труб. На расстоянии 15 м от устья скважины эта линия имела вторую задвижку, которая предназначалась для перекрытия потока жидкости и присоединения агрегата (рис. 54).
Рабочая смесь от емкости к агрегату подавалась самотеком. Непрерывная прокачка (циркуляция) велась цементировочным агрегатом 1ДА-150 через 63-лш насосно-компрессорные трубы, башмак которых был установлен на глубине 946 м, т. е. на 1 м ниже подошвы горизонта.
17х259,
Рабочая жидкость возвращалась в емкость по кольцевому пространству и по 38-Л1Ж трубам, проложенным параллельно Х^Т-мм паровой линии. Все линии прокладывали по траншее на глубину 0,5 м и утепляли опилками. Некоторые неутепленные отрезки линий обматывали слоем технической бумаги. Обвязка устья скважины была произведена при помощи заливочной головки. К одному из отводов затрубного пространства присоединили 51-тшм линию, другой конец которой присоединили к емкости объемом 50 м3. Эта линия служила отводом на случай притока нефти из скважины.
Рис. 54. Схема обвязки при прогреве скважины.Рис. 54. Схема обвязки при прогреве скважины./ — 18 ле3 емкость; 2 — цементировочный агрегат ЦА-150; 3 — 50-л3 емкость./ — 18 ле3 емкость; 2 — цементировочный агрегат ЦА-150; 3 — 50-л3 емкость.
Рис. 54. Схема обвязки при прогреве скважины.
Рис. 54. Схема обвязки при прогреве скважины.
/ — 18 ле3 емкость; 2 — цементировочный агрегат ЦА-150; 3 — 50-л3 емкость.
/ — 18 ле3 емкость; 2 — цементировочный агрегат ЦА-150; 3 — 50-л3 емкость.
В скважине была восстановлена непрерывная циркуляция. В качестве рабочей жидкости применялась смесь дизельного топлива (19 лг3), керосина (6 ж3) и нефти (6 .и3), содержащая 1 % оксидата. Удельный вес рабочей жидкости составлял 0,835 Г/см3.
Расход жидкости доводился до 1,7 л[сек. На таком режиме забой прогревался в течение 121 ч. При этом фиксировались высота столба жидкости и температура в емкости.
За пять суток, в течение которых скважина подогревалась, уровень в ней не изменился.
Проведенные измерения температуры на забое показали, что забойная температура на глубине 940 м не превышала 23° С. В то же время температура выпадения первых кристаллов парафина начинается, по данным лабораторных исследований, уже с + 50° С.
Поскольку описанным выше методом не удалось повысить температуру на забое скважины до величины, превышающей температуру начала кристаллизации парафина, скважину оборудовали аппаратурой (наземной и глубинной) для подогрева забоя при помощи электрической энергии.
Подогрев электронагревательным прибором (по методике А. Б. Шейнмана). Прогрев происходил при следующих параметрах: сила тока 45—48 а, напряжение 400—420 в, продолжительность прогрева 148,5 ч. По окончании прогрева забоя в течение четырех суток (1 раз за сутки) электротермометром в скважине снималась температурная кривая.
Полученные электроподогревом результаты и общий вид электронагревательного прибора показаны на рис. 55. При испытании тубинского песчаника в интервале 918—945 м всеми методами добыто 6867 л пластовой нефти.
Хотя температура нагревательного прибора и повышалась до 238° С, но из температурной кривой ясно видно, что забойная темпера- 260
тура при этом далеко не достигла величины, при которой было бы возможно предупредить выпадение из нефти кристаллов парафина.
В скв. 17 для сохранения проницаемости продуктивных пород при их вскрытии забой очищали от шлама при бурении не жидкостью, а сжатым воздухом. Тот же объект разведки (песчаник тубинской свиты верхнего девона) залегает здесь на глубине 1070—1080 м.
Рис. 55. Схема электроитодогрева.
а — электроподогреватель; б — температурные кривые. Замер: 1 — первые сутки; 2 —вторые сутки; 3 —третьи сутки; 4 — четвертые сутки.
Проектом предусматривалось бурение верхнего интервала неустойчивых пород мощностью 25—30 м долотом № 12 с последующим спуском и цементированием до устья 2\9-мм кондуктора. Далее до кровли тубинского песчаника (1070 м) предполагалось бурить долотом № 8, а затем спустить и зацементировать Х^Т-мм эксплуатационную колонну с подъемом цемента от башмака на высоту 350 м. После разбуривания пробки и цементного стакана было предусмотрено удалить имеющуюся в скважине промывочную жидкость и приступить к бурению интервала
тубинского песчаника с очисткой забоя от шлама сжатым воздухом.
На скважине установили буровую установку УРБ-4ПМ с силовой установкой СА-700 и буровым насосом У8-3. До 1070 м бурили турбобурами Т12М1-6 5/8" и ТС4-6 5/8".
Параллельно линии, идущей от бурового насоса У8-3, в стояк через 102-лш задвижку вмонтировали линию, идущую от трех компрессоров ЗИФ-55 (максимальное давление 7 ат, производительность 5 мНмин), и линию, идущую от компрессора УКП-80 (максимальное давление 80 ат, производительность 8 м3/мин), который предназначался для продавливания, если давление на забое повышалось бы более 7 кГ/см2.
В линию от компрессоров ЗИФ-55 включили воздухосборную емкость объемом 10 ж3 и максимальным давлением 10 кГ/см2. Бурение вели с применением 89-Л£ж бурильных труб.
При переходе на очистку забоя сжатым воздухом устье скважины оборудовали двумя 102-мм выкидными линиями с задвижками для выноса выбуренной породы и вращающимся сальником. Скорость воздушной струи, замеренная на выкидной линии анемометром, равнялась 30—35 м/сек. Из скважины выходила струя тонкоизмельченной выбуренной породы. Основные параметры процесса: нагрузка на долото от 0,7 до 30 Т; скорость вращения ротора 60—75 об/мин; расход воздуха (по паспортным данным компрессоров) 15—18 м2/мин; давление на стояке 5,75—6,25 кГ/см2.
При отборе керна продуктивных пород бурили на ограниченных режимах.
Температура выходящей струи воздуха равнялась температуре окружающей среды и колебалась от 15 до 30° С.
Механическая скорость бурения (при 118-лгж коронке) очень сильно колебалась от 0,60 до 3,75 м/ч при нагрузках на долото соответственно от 0,7 до 2,4 Т. Суммарная проходка на коронку составила 4—5 м. Всего на проходку данного интервала израсходовано десять коронок, из которых восемь были забракованы после одного непродолжительного рейса, так как не обеспечивался вынос керна. При этом режущие элементы коронок срабатывались незначительно.
Особый интерес представляет бурение трехшарошечным долотом № 5 в интервале 1081,3—1083,8 м. Проходка была ограничена до 0,5 м на долото.
Первые 0,25 м бурили при нагрузке 1,8 7 и 120—130 об/мин ротора. Механическая скорость составила 5 м/ч. Следующие 0,25 м бу рили при нагрузке 3 Т, 120—130 об/мин, с механической скоростью 7,5 м/ч.
Как видно, высокие механические скорости проходки были получены при сравнительно небольших нагрузках на долото. В среднем механическая скорость бурения при очистке забоя сжатым воздухом оказалась в 2,5—3 раза выше, чем при бурении этого же интервала с использованием в качестве промывочной жидкости глинистого раствора или воды.
Показательны сравнительные данные по вскрытию тубинского песчаника с очисткой забоя воздухом (скв. 17) и раствором оксидата в дизельном топливе (скв. 18) при использовании одних и тех же коронок (табл. 24).
Механическую скорость и проходку на долото можно было повы сить также путем улучшения выноса выбуренной породы, для чего требовалось увеличить подачу воздуха.
В качестве бурового наконечника применяли различные конструкции коронок, изготовленных в мастерских. Лучшими оказались коронки типа НЭ с наружным диаметром 118 мм и внутренним 80 мм.
Рис. 56. Фотография стенок скв. 17.Крестиком обозначена трещина, заполненная кальцитом.Рис. 56. Фотография стенок скв. 17.Крестиком обозначена трещина, заполненная кальцитом.
Рис. 56. Фотография стенок скв. 17.
Крестиком обозначена трещина, заполненная кальцитом.
Рис. 56. Фотография стенок скв. 17.
Крестиком обозначена трещина, заполненная кальцитом.
Очистка забоя
Проходка, м
Число рейсов
Время пребывания долота на забое, ч
Механическая скорость, м^ч
Проходка на долото (коронку)*, -И
Воздухом
Раствором оксидата в дизель-
16
15
13
1,23
2
ном топливе
11
10
69
0,16
1,1
* При расчете проходки на коронку ввиду неполного ее износа принято 8 рейсов вместо 15.
При вскрытии пласта с применением сжатого воздуха для очистки
забоя в скважине остается некоторое количество глинистого раствора даже после тщательного удаления его с забоя тартанием желонкой.
В результате давление на стояке поднималось до 14 кГ/\см2.
Не меньшую трудность представляет отбор керна в сильно трещиноватом тубинском песчанике. Включение в коронку кернорвателей долот № 8 и 12 с керноприемной трубой результатов не дало. Испытывали кернорватель, выполненный непосредственно в теле коронки. Керн с наружным диаметром 80 мм находился непосредственно в наддолотной трубе с наружным диаметром 112 мм и внутренним 94 мм. Керн выносился в виде крупных окатанных пластин длиной от 0,5 до 3 см. Вынос керна за один рейс не превышал 60%.
После вскрытия горизонта в интервале 1070—1087 м стенки скважины -сфотографировали прибором, сконструированным Г. А. Поляковым и Н. И. Аль- шевским. На глубине 1071,3 м обнаружили трещину (рис. 56), заполненную кальцитом.
После вскрытия всего интервала пес-
чаника притока нефти и воды получено
не было. В ранее пробуренной на этой площади скв. 14, в которой
вскрыли тубинский песчаник промывкой глинистым раствором, приток нефти получили лишь только после гидравлического разрыва пласта. Результат процесса изображен на рис. 57,
За 2,5 месяца из скв. 17 извлекли 22 430 л нефти и 15 250 л воды.
Максимальный дебит 1800 л!сутки был отмечен'на 18 сутки после гид-
рокислотного разрыва при снижении уровня жидкости в скважине до 1000 м. Эти показатели значительно превосходят показатели, полученные по скважинам тубинской свиты, в которых пласт вскрывался промывкой глинистым раствором.
Быстрое уменьшение суточного дебита до 100—120 л{ сутки опять- таки объясняется большим содержанием в пластовой нефти парафина •с температурой плавления +50° С и присутствием в нем, кроме 13% парафиновой массы, еще тугоплавкого церезина (до 1%).
В скв. 18 также для сохранения естественной проницаемости пород призабойной зоны продуктивные отложения вскрывались промывкой забоя 1,5%-ным раствором оксидата в дизельном топливе.
Дизельное топливо имело следующую характеристику.
Плотность, г^см30,910
Механические примеси,%0,092
ВодаНет
Зола, %0,026
Температура застывания, °C —5
Вязкость кинематическая при 50сС, cent . . 21,4
Оксидат—анионактивное нефтерастворимое ПАВ плохо растворяется в воде, хорошо растворяется в керосине, нефти и дизельном топливе. В растворе в присутствии оксидата пена не образуется. На границе с пресной водой поверхностное натяжение снижается до 12,65 эргкм^ а с соленой водой — до 7,44 эрг/’см2.
Скв. 18, пробуренная в при- сводовой части Быстрянской структуры, вскрыла продуктивный песчаник в интервале 762,7— 773,7 м. Конструкция скважины — 219-mm направление спущено на глубину 26 м и зацементировано до устья; 127-жж эксплуатационная колонна спущена до глубины 752,6 ж с подъемом цемента за колонной от башмака на 495 ж.
После вскрытия продуктивного пласта бурили с применением 89-жж труб 118-жж коронкой (с целью сплошного отбора керна) роторным способом.
2000
5 1500
500
О
»570м \№Й1МЖ)Шм.т.ы)оЗабоя Глубина снижения уровня
1520 25 30 35
Сутки послеГКРП
Рис. бита
57.
Изменение притока жидкости (де-
скважины) после ГКРП в окв. 17 Быстрянской площади.
дебит скважины после ГКРП; 2 —дебит скважины до ГКРП.
За время вскрытия продуктивного пласта наблюдались газопроявления в виде выбросов промывочной жидкости из скважины на высоту до 2 ж над ротором. Первый такой выброс произошел при забое 766,8 ж, второй при забое 367,5 ж. При восстановлении циркуляции после первого выброса в промывочной жидкости была отмечена пластовая нефть желто-зеленого цвета. При проходке этого же горизонта с промывкой обычно применяющимися растворами в других скважинах подобные проявления не замечались. За время бурения наблюдалось поглощение.
По окончании бурения скважины приступили к тартанию желонкой до ее полного осушения. Результаты тартания сведены в табл. 25
Таблица 25
Остановка на приток, ч
Количество извлеченной нефти, л
Дебит скважины, л j сутки
5
10 200
12
350
700
8
250
750
16
440
660
4
137
822
8
254
762
40
626
—
Примечание. Скважина оттартывалась досуха.
Из пласта поступала смесь дизельного топлива с пластовой нефтью в количестве 822 л)сутки. Кроме того, наблюдалось выделение газа, дебит которого составил 120 м3)сутки.
264
Дебит нефти из скважины быстро снизился. В течение SVa, месяцев из сважины удалось извлечь всего лишь 1200 л.
Для интенсификации притока был осуществлен электроподогрев пласта. В скважину до глубины 765 м на кабеле КГБ-8 спустили электронагревательный прибор. Несмотря на значительных прогрев забоя скважины, приток нефти из пласта не увеличился. Остались не извлеченными 4723 л дизельного топлива из общего количества 10 000 л, которые вытеснились в пласт во время бурения.
Дебит газа после проведенных работ по электроподогреву пласта через 1-мм штуцер колебался в пределах 134—159 м3!сутки.
В скважине произвели ГРП, использовав в качестве жидкости разрыва керосин. Продавочной жидкостью служило дизельное топливо. При прокачке двумя агрегатами 2АН-500 давление повысилось до 160 кГ(см3. За 15 мин в пласт вытеснено было 7,3 м3 керосина. При понижении уровня жидкости из скважины начались сильные газопроявления и выбросы дизельного топлива на высоту до 10—15 м. Дебит газа через 19-мм штуцер колебался в достаточно широких пределах — от 496 до 1540 м3! сутки.
В скважину были спущены 63-^л/ компрессорные трубы до глубины 754 м, после чего дебит газа снизился, но опять колебался в пределах от 800 до 320 м3[сутки. Скважина в течение четырех суток стояла с закрытой задвижкой. Давление на устье за это время поднялось до- 18 кГ1см\ По замеру электротермометром было установлено, что гав поступает с глубины 760 м.
Вследствие исключительно большого количества парафина в нефти, низкой температуры пласта и высокой температуры начала выпадения кристаллов парафина из пластовой нефти ценность открытой нефти в тубинских отложениях на Быстрянской площади значительно снижается. В этом отношении при оценке промышленного значения залежи нефти.тубинской свиты следует воспользоваться исследованием влияния на нефтеотдачу температурного фактора и содержания в нефти парафина (17].
Аномалия вязкости является важным показателем для характеристики парафинистой нефти, так как она появляется еще до помутнения и выпадения красталлов парафина, хотя по наружному виду жидкость еще продолжает казаться вполне гомогенной. Из данного исследования следует, что при отсутствии в нефти парафина остаточная в пласте нефть составляет только 20%, а при повышении содержания в нефти парафина до 5% фактически нефть делается неизвлекаемой. Остаточная часть такой нефти в пласте превышает уже 90%, при этом резко увеличиваются структурно-механические показатели. Структурообразование при содержании парафина 1,4% отмечается при 10° С, а при 5° С сильно растет напряжение сдвига. Вследствие незначительного увеличения содержания парафина (до 2,1%), начиная с температуры 10° С, течение нефти в капилляре вискозиметра практически прекращается. При таких показателях нефти не происходит фильтрации газожидкостной смеси в пористой среде.
Наличие в нефти тубинской свиты высокого содержания парафина обусловливает, следовательно, появление свойств, которые делают ее в пласте, по существу, неподвижной. Поэтому залежь эта обычными методами для разработки трудно доступна.
Ново-Михайловская площадь. Работы по возбуждению притоков газа на этой площади были начаты со скв. 4. Конструкция скважины — 325-лш кондуктор спущен на глубину 212 м и зацементирован до устья; 219-лск промежуточная колонна спущена на глубину 2001 м, а цементный раствор за колонной поднят на 600 м от ее башмака; 127-м;м колонна спущена на глубину 2451 м, а цементный раствор за колонной
поднят по расчету на 1400 м. Эксплуатационный забой в интервале 2451—2669 м открыт (рис. 58).
Скважина была подготовлена к гидрокислотному разрыву. Ее промыли пресной водой до глубины 2300 м и установили цементный мост на глубине 2669—2695 м. В интервале открытого ствола промыли скважину при помощи гидромониторного скребка (рис. 59) со скоростью 20 л/сек. Далее скважину последовательно промывали подкисленным водным раствором, пресной водой, пресной водой с песком со скоростью 22—25 л^сек, подкисленным водным раствором и снова пресной водой. Всего на ее промывку было израсходовано до 1500 ж3 воды.
Проверку приемистости произвели водным раствором ПАВ одним агрегатом АН-500.
Сведения по определению приемистости приведены в табл. 26.
На основании снятой кривой приемистости в скважине произвели гидрокислотный разрыв пласта. Было приготовлено 32 ж3 рабочей жидкости следующего состава: 12% соляной кислоты, 3% плавиковой кислоты, 2 кг лимонной кислоты, 200 кг ОП-7. Приготовленной жидкостью заменили в открытом стволе скважины воду, а затем эту жидкость вытеснили в пласт двумя агрегатами АН-500. Давление на устье за первые же 5 мин возросло до 400 кГ/см2. Объемная скорость вытеснения рабочей жидкости в пласт в среднем составила 7,5 л!сек\ максимальная скорость— 12,9 л/сек.
Затем давление упало до 180—160 кГ^см2
X
st 31
iu^2451m
1051м
1201м
2ОО1м
$е
О
9
з
2669м
6
Рис. 58. Конструкция
скв. 4 Ново-Михайловской площади.
(рис. 60 — от точки 4 до точки 5) и дальше продолжало падать; последние 800 л докачивали только одним агрегатом АН-500 при давлении
А-А
Рис. 59. Гидромониторный скребок для очи-стки стенок открытого эксплуатационногозабоя.
10—20 кГ/см2. После остановки работы насоса давление очень скоро упало до нуля. За 20 мин в пласт было вытеснено всего 22 ж3 рабочей жидкости.
:бб
часов давление вчасов давление вскважине поднялось доскважине поднялось доЧерез несколькоЧерез несколькоРис. 60. Картограмма давления вытеснения рабочей жидкости в пласт, скв. 4 Ново-Михайлав'скюй площади (точки I, 2— заполнение системы рабочей жидкостью; точка 3— раскрытие естественной трещины, давление 380— 400 кГ/см2\ 4, 5 — снижение давленич до 180—160 кГ/см2.Рис. 60. Картограмма давления вытеснения рабочей жидкости в пласт, скв. 4 Ново-Михайлав'скюй площади (точки I, 2— заполнение системы рабочей жидкостью; точка 3— раскрытие естественной трещины, давление 380— 400 кГ/см2\ 4, 5 — снижение давленич до 180—160 кГ/см2.
часов давление в
часов давление в
скважине поднялось до
скважине поднялось до
Через несколько
Через несколько
Рис. 60. Картограмма давления вытеснения рабочей жидкости в пласт, скв. 4 Ново-Михайлав'скюй площади (точки I, 2— заполнение системы рабочей жидкостью; точка 3— раскрытие естественной трещины, давление 380— 400 кГ/см2\ 4, 5 — снижение давленич до 180—160 кГ/см2.
Рис. 60. Картограмма давления вытеснения рабочей жидкости в пласт, скв. 4 Ново-Михайлав'скюй площади (точки I, 2— заполнение системы рабочей жидкостью; точка 3— раскрытие естественной трещины, давление 380— 400 кГ/см2\ 4, 5 — снижение давленич до 180—160 кГ/см2.
Время, ч—мин
Давление, кГ/см3
Количество вытесненной жидкости (нарастающий итог), ж®
Время, ч—мин
Давление, кГ/см2
Количество вы тесненной жид кости (нарастающий итог), м3
17—40
90
0
17—54
400
3,7
17-41
250
0
17-59
400
4,0
17—42
300
0
18—01
400
4,4
17-43
350
0,8
18-03
400
4,8*
17-45
390
1,4
18—03
380
—
17—47
400
2,0
20-03
320
—
17—48
400
2,4
21-03
20
—
17-50
400
2,8
22—03
0
—
17-52
400
3,0
* Конец закачки.
12 кГ!см2. Из скважины вначале стала поступать вода, а затем появились выбросы воды с газом. Через сутки скважина начала фонтани
ровать газом.
В связи с проведенными работами на скв. 4 необходимо отметить следующее.
Изменение состояния газоподводящих трещин при вскрытии пласта так же, как и на Атовской площади, было зарегистрировано и в скв. 4. Установлено, что только при давлении на устье 380—400 кГ/см2 трещины раскрываются и рабочая жидкость вытесняется в пласт; секундный расход водного раствора ПАВ при этом составлял около 7,5 л (см. рис. 60, точка 3).
В коллекторах трещинного типа замечено, что после снятия устьевого давления некоторые скважины проявляют себя очень бурно и за короткое время всю закачанную в пласт рабочую жидкость выдают обратно на поверхность.
В газовых скважинах с начала фонтанирования давление у забоя р3 по мере замещения жидкости в стволе природным газом зна-
чительно снижается, вследствие чего призабойное напряжение q3 возрастает и стремится к своему предельному значению. Это еще в большей мере, чем в нефтяных скважинах, повышает вероятность обратного смыкания стенок трещин, если они в процессе воздействия (как это было в скв. 4) не были закреплены. В скв. 4 наблюдалось постепенное понижение дебита газа до полного прекращения поступления его из
пласта.
Причин, вызывающих обычно прекращение из скважины притоков продукции, несколько: образование песчаной пробки или пробки из какого-нибудь другого материала, поступающего из пласта (парафина, смолы и др.); образование в газовой скважине на каком-нибудь участке движения природного газа (от забоя до сборных установок)
гидратов и их оседание; обводнение скважин посторонними водами; истощение залежи.
Однако в скв. 4 ни одной из этих причин отмечено не было. Следовательно, наиболее вероятным было предположить, что в данном случае происходило именно смыкание трещин. При этом дебит скважины снижался постепенно за время, в течение которого стенки трещины сближались, а прекращение поступления продукции соответствовало моменту, когда они полностью сомкнулись.
Скв. 4 после обработки призабойной зоны, выполненной без закрепления микротрещин, фонтанировала газом всего в течение 20 ч: за это время дебит ее заметно снижался. И, наконец, когда с пластом сообщение полностью прервалось, поступление газа из скважины прекратилось.
Как указывалось, упругость горной породы, вследствие которой, смыкаются трещины, очевидно, проявляется не мгновенно. Если предположить, что микротрещины имеют наибольшую раскрытость 100 мк, то в глубинных условиях пласта породы должны, очевидно, пройти путь, равный 50 мк. Так как в нашем случае этот путь пройден приблизительно за 20 ч, то, следовательно, скорость, с которой происходило сближение стенок, была равна 10 Х(сек\
Во всех предыдущих операциях вытеснения водных растворов ПАВ микротрещины в этой скважине раскрывались каждый раз при давлении на усгье 380—400 кГ!см2, после проведенной последней кислотной обработки в работах по исследованию путей движения рабочей жидкости, меченной изотопами, повысить давление вытеснения свыше 100 кГ{см2 не удалось, и оно колебалось в пределах 40—70 кГ/см2. По- видимому, в призабойной зоне при давлении 380—400 кГ!см2 раскрылись одновременно газоподводящие и непродуктивные микротрещины, приуроченные к разным интервалам опробуемого объекта, общая мощность которого составляет 217 м. Причем первые функционировали (приблизительно в течение 20 ч) до тех пор, пока постепенно под влиянием призабойного напряжения окончательно не сомкнулись. А трещины в непродуктивных породах, с которыми кислота вступала во взаимодействие, были разъедены кислотой и через них происходили утечки рабочих жидкостей, вследствие которых не удалось повысить давление до величины раскрытия продуктоподводящих микротрещин.
Для восстановления положения, ранее существовавшего в пласте, и возможности раскрытия микротрещин необходимо закрыть пути утечек рабочей жидкости, без чего продуктоподводящие микротрещины раскрыть уже невозможно.
Таким образом, и в этой скважине подтвердилось полученное из предыдущих экспериментальных работ заключение о том, что нефтегазоподводящие микротрещины на глубине, ориентированные перпендикулярно наслоению или составляющие с перпендикуляром некоторый угол (вертикальные тектонические микротрещины) при вскрытии пласта смыкаются. Вследствие этого теряется связь с пластом и скважины лишаются полноценного с ним сообщения.
Вскрытием продуктивной толики в скв. 8 предусматривалось выявить промышленное значение карбонатных отложений бейской и иле- моровской свит среднего девона. На основе проведенных работ предполагалось обобщить весь геологический материал по югу Минусинской котловины и принять решение о целесообразности дальнейших поисковых работ на природный газ в этом районе.
А— ангстрем, единица длины световой волны, равная Ю-8 см.
Для скважины был запроектирован комплекс взаимосвязанных между собой операций по вскрытию продуктивных пород и по обработке призабойной зоны с целью возбуждения притоков газа.
В отличие от обычного вскрытия пласта на этой площади при помощи глинистых растворов, утяжеленных баритом, в этой скважине проектировалось при проходке бейской и илеморовской свит использовать водный раствор ПАВ; он хорошо очищался от всевозможных примесей (чистая пресная вода р. Енисея, из которой механические примеси удалялись путем длительного отстоя в специальном замляном амбаре). Для предупреждения коагуляции и выпадения гелеобразных осадков из водного раствора ПАВ при смешении его с минерализованной пластовой водой, притоки которой здесь возможны, в качестве ПАВ использовали неионогенное ПАВ ОП-10, концентрацию которого в воде доводили до 0,1 % вес.
До тех пор, пока газокаротажная станция не зарегистрировала появление притоков газа, скважину бурили в открытом стволе. Первые сигналы станции появились уже на глубине 2300 м. Высокие показания газового каротажа («сигнальные отметки») были зарегистрированы на глубине 2359 м. На этой глубине бурение приостановили, спустили 168-аш обсадную колонну; цементировали колонну в две ступени, а цемент подняли на высоту свыше 1000 ж от башмака технической колонны. Цементный камень из монолита таких размеров формировался в затрубном пространстве с целью осуществления в скважине обработки пласта при высоких давлениях нагнетания рабочих жидкостей. Из предыдущего было известно, что давление раскрытия микротрещин в процессах обработки опробуемых горизонтов составляет 400 кГ^см?.
С глубины 2359 м бурили преимущественно роторным способом. Так как в процессе бурения в продуктивных отложениях возможно открытое фонтанирование, то скважину оборудовали двумя превенторами (плашечным и закрывающимся наглухо), рассчитанными на рабочее давление по паспорту 220 кГ^см2.
С двух противоположных сторон плашечного превентора через присоединенные к нему 63-Л/Л1 стальные задвижки подвели выкидные линии. Одна из них при помощи гребенки соединялась с цементировочным агрегатом (при крайней необходимости подавить фонтанную струю и в скважину подать более утяжеленную рабочую жидкость), а другая линия предназначалась для спуска избыточного давления. При этом в случае фонтанирования предполагалось струю пустить через бурильную колонну, поэтому была подготовлена специальная фонтанная арматура (рис. 61). Арматура оканчивается замком от бурильных труб, позволяющим присоединить ее к бурильной колонне. Произведенные расчеты показали, что арматура выдерживает вес бурильной колонны. В подвещенном или установленном положении на ней можно производить операции по замене щтуцера.
Такая компоновка фонтанной арматуры дает возможность испытывать скважины не как обычно — при помощи подвешенных в скважине насосно-компрессорных труб, а непосредственно в бурильной колонне, как только в скважине начнется фонтанирование.
Пласт скв. 8 вскрывался алмазными долотами диаметром 140— 138 мм, но ввиду обнаруженных в ходе бурения их недостатков (пятью алмазными долотами был пройден интервал 180 м, из которых 138 м было пройдено первым долотом) оставшийся интервал до проектной глубины (приблизительно Ю0 м) прошли трехшарошечными долотами, по 1,5—2,0 м за один рейс.
Уже указывалось, что трещиноватость горных пород обнаруживается нередко непосредственно во время бурения по отдельным признакам, выявляющимся на поверхности.
В процессе бурения пород бейской и илеморовской свит отмечались значительные колебания механической скорости. При проходке алмазными долотами порода разрушалась в режиме микрорезания. Размер частиц шлама, поступавших с забоя при проходке зон интенсивной трещиноватости, достигал в некоторых случаях 10X6X5 мм.
Рис. 61. Специальная фонтанная арматура для соединения с бурильной колонной.
В процессе бурения с глубины 2450 м газопроявления в скважине усилились. С глубины 2480 м происходило газирование промывочной жидкости и выбросы ее, особенно при спуске инструмента. Выброс газированной воды иногда достигал полатей верхового рабочего.
В процессе буровых работ при забое 2569 м в момент вынужденного простоя при помощи воздушного подъемника в скважине был снижен уровень до 1360 м. Дебит газа при этом составил 600 мМ сутки. При забое 2605 м уровень снова снижался, но всего до 1000 м. В этом случае дебит газа был уже равен 1750 м3) сутки.
Проведенными при забое 2619 м геофизическими исследованиями— газовым каротажем, термокаротажем, стандартным каротажем — 270
была установлена продуктивность следующих интервалов объекта: 2458—2469; 2477—2485; 2497—2509 и 2560—2580 м. Кроме того, прибыла установлена продуктивность следующих интервалов объекта: 2458—2469; 2477—2485; 2497—2509 и 2560—2580 м. Кроме того, присопоставлении с результатами исследований скважин, пробуренныхсопоставлении с результатами исследований скважин, пробуренных
была установлена продуктивность следующих интервалов объекта: 2458—2469; 2477—2485; 2497—2509 и 2560—2580 м. Кроме того, при
была установлена продуктивность следующих интервалов объекта: 2458—2469; 2477—2485; 2497—2509 и 2560—2580 м. Кроме того, при
сопоставлении с результатами исследований скважин, пробуренных
сопоставлении с результатами исследований скважин, пробуренных
При спуске воронки на бурильном инструменте и установке ее на различных интервалах на глубинах 2579 и 2480 м отмечено увеличение дебита газа. Керн, поднятый из интервала 2423,6—2501,4 м, был рассечен вертикальными трещинами, выполненными минеральным веществом, что хорошо было видно даже невооруженным глазом.
На рис. 62 приведены графики комплекса геофизических исследований. Как видно из рис. 62, кривые аномалии электрического каротажа, кавернометрии, гамма-каротажа и газового каротажа достаточно хорошо дифференцируются. Термограмма, снятая уже после вскрытия пласта, также увязывается с показаниями предыдущих исследований. Сходимость результатов всех этих исследований указывает на то, что
стратиграфические глубины, к которым приурочены притоки газа, отбивается достаточно четко.
Скважина была доведена до проектной глубины 2654 м (кровля аскизской свиты) и при снижении уровня до глубины 1000 м в ней установился устойчивый дебит газа 1750 м?!сутки.
Наибольший дебит (при сомкнутых продуктоподводящих микротрещинах) на этой площади получен из скв. 8; продуктивные горизонты обнажались в этой скважине водными растворами ПАВ, и их влияние сказалось на сохранении естественной проницаемости, хотя количест-
Рис. 63. Гидрюлескоструйиый аппарат со специальными насадками из абразивно-устойчивого материала.
1 — хвостовик; 2 — корпус; 3 — 32-лы< шарик; 4 — корпус насадки; 5 — стопорное кольцо, 6 — насадка; 7 — защитная пластинка; 8 — заглушка
венно продуктивность скважин вследствие уже других природных особенностей не достигла требуемой величины. В соседних разведочных скважинах этой площади (скв. 4, 6, 7) было получено природного газа не более 1000 м^сутки.
При обнажении продуктивных пород выявились слабое газирование и иногда небольшие выбросы из скважин (скв. 8, водный раствор ПАВ удельного веса 1,0); разгазирование промывочной жидкости (скв. 7, удельный вес глинистого раствора 1,15); сильные выбросы из сква- -жин, необходимость дальнейшего повышения в растворе концентрации барита (скв. 4, удельный вес баритизированного глинистого раствора 1,60—1,61); мощный газовый фонтан (скв. 1, удельный вес глинистого раствора 1,32).
Все эти явления объясняются состоянием подводящих микротрещин.
При больших забойных давлениях, если продуктивная толща вскрывается с промывкой баритизированным глинистым раствором, подводящие трещины остаются раскрытыми на более продолжительное время, чем при вскрытии с применением жидкости значительно меньшего удельного веса (1,6 — баритизированный глинистый раствор; 1,0 —водный раствор ПАВ). Отсюда вытекает, что не всегда утяжеленными растворами возможно подавить аварийно открытые фонтаны. В практике не исключены случаи, когда при проходке продуктивных горизонтов со смыкающимися трещинами промывочными жидкостями небольшого удельного веса (1,0—1,1) притоки фонтанного характера отсутствуют (скв. 8). И, наоборот, при большем удельном весе промывочной жидкости (1,35—1,40) в тех же условиях могут возникнуть открытые и очень сильные фонтанные выбросы (скв. 1, см. рис. 52).
Гидропескоструйный аппарат, применявшийся на скв. 8, показан на рис. 63.
ПОДГОТОВКА к ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА ПРИ ПОМОЩИГИДРОПЕСКОСТРУЙНОГО АППАРАТА
Ниже описаны экспериментальные работы по проверке работы аппарата на стенде и применению его для более глубокого вскрытия пласта в открытом стволе скв. 8. Для подготовки к интенсификации 272
притока природного газа были предприняты работы по обнажению фильтрационной поверхности в зоне эксплуатационного забоя при помощи абразивной струи.
Испытание аппарата на стенде. Стенд представлял собой цементный куб с ребром 1 м, в средней части которого концентрично были установлены 127- и 219-лм< обсадные трубы, кольцевое пространство между которыми заливалось цементным раствором.
При нагнетании пресной воды с объемной скоростью 5,0—6,5 л/сек и концентрации кварцевого песка 100 г^л с размером зерен 0,3—1,5 мм через одну насадку диаметром 4,5 мм на получение сквозного отверстия в обеих обсадных трубах и в цементном камне толщиной 440 мм было затрачено всего 1,5—2,0 мин. При этом давление на выкиде агрегата 2АН-500 составляло 270—300 кГ]см2.
На этом же стенде, но уже при нагнетании водо-песчаной смеси двумя агрегатами 2АН-500 одновременно через три насадди сквозные отверстия были получены через 3,5—4,0 мин. При этом поддерживался следующий режим: производительность через одну насадку Q=4,8— 5,3 л!сек, концентрация песка с=100 г(л> давление на выкиде агрегатов р=220—240 кГ)см2.
После проверки работы на стенде гидропескоструйный аппарат с четырьмя насадками, установленными в одной плоскости, спустили в скважину на глубину 2507 м„ т. е. к подошве самого нижнего из трех продуктивных интервалов. Длина насосно-компрессорных труб, на которых спустили аппарат, определялась с учетом растяжения колонны труб от собственного веса и внутреннего давления. Суммарная мощность всех выделенных по комплексу геофизических и геологических исследований газоносных объектов, предназначенных к производству в них горизонтальных каналов и вертикальных щелей, составляла 30 ж.
С учетом прочностных свойств 63-л<л< насосно-компрессорных труб из стали марки Д и возможности внезапного повышения давления на агрегатах выше допустимого колонна труб, на которой был спущен аппарат, составлялась из трех секций: нижняя секция 1500 м— 63-лш насосно-компрессорные трубы; средняя секция 450 м—102-.ЮИ насосно-компрессорные трубы; верхняя секция 557 м— 89-л/ж бурильные трубы с замками.
На конец верхней секции труб был навинчен патрубок на 114-л^я бурильную трубу стали марки Е, чтобы обеспечить посадку колонны на аварийные клинья и вращение ее при любой глубине установки аппарата. Для удобства изменения длины колонны в скважине предварительно были изготовлены три патрубка длиной 2,4 и 6 м. В замковую муфту ввинчивалась 102-мм головка с верхним центральным патрубком. При нагнетании водо-песчаной смеси под давлением колонна могла вращаться благодаря самоуплотняющемуся сальнику в шарнирном угольнике агрегата.
Вертикальные щели в породе создавались по всей мощности трех испытуемых интервалов (2507—2497, 2485—2477 и 2469—2457 м), чтобы впоследствии на глубинах, на которых будет отмечен рост газопроявлений, дополнительно произвести ряд горизонтальных каналов с максимальной глубиной проникновения в горную породу путем увеличения времени циркуляции абразивной струи до 15—20 мин на каждый канал.
В подошве самого нижнего интервала (2507—2503 м) создали три горизонтальных канала; в этом же интервале на высоте 4 м прорезали четыре вертикальных канала.
Основные сведения по вскрытию пласта при помощи гидропеско- струйного аппарата приведены в табл. 27.
Из-за отсутствия более прочного, чем кварцевый песок, материала 18 Г. Т. Овнатанов 973
Таблица 27
Стадии процессов
Интервал, м
2507-2497
2485-2477
2460—2457
Начало работы агрегатов 2АН-500, ч—мин . . .
10-09
13—13
15—50
Начало подачи песка, ч—мин
10—23
13—15
15-52
Начало образования вертикальной щели, ч—мин.
10-33
13—33
16—05
Окончание подачи песка, ч—мин
12-04
14-32
17—25
Окончание образования щели, ч—мин
12—04
14-42
17—32
Продолжительность образования щели, мин. . .
101
69
87
Окончание работы агрегатов 2АН-500, ч—мин. .
12-20
15-05
17- 55
Концентрация песка с, г/д
50
45
45
Производительность через одну насадку, л/сек .
3,9-4,2
3,9-4,2
3,9—4,4
Давление прокачки р, aFjcM1 ........
250-270
250—270
270 -300*
* Давление в данном интервале увеличивалось вследствие забивания песком одной из насадок.
для закрепления трещин интенсификация притоков скв. 8 не была произведена.
При выполнении процесса в скв. 8 предусматривалось хотя бы частично компенсировать или даже полностью заменить операцию по закреплению трещин в трещиноватых породах углублением в пласт и обнажением большой фильтрационной поверхности при помощи гидро- пескоструйного аппарата.
В результате работ было установлено, что как бы глубоко ни вскрывался пласт, в условиях действия кольцевых сжимающих напряжений без закрепления микротрещины длительно и устойчиво функционировать не могут. И непосредственно на выходах к обнажению пласта независимо от его расстояния до стенок зев трещин все равно от этих напряжений смыкается.
КУЗНЕЦКАЯ ВПАДИНА
ОПЫТНЫЕ РАБОТЫ В СКВАЖИНАХ
Плотниковская площадь. Эта площадь расположена в центральной части Кузнецкого угольного бассейна.
На площади были пробурены три разведочные скважины, в процессе проходки которых отмечались нефтегазопроявления в отложениях кузнецкой и верхнебалаханской свит. Однако при испытании этих скважин промышленные притоки газа получены не были.
Скв. 4 была заложена для испытания газоносных горизонтов. В связи с неразвитостью коллекторских свойств верхнепалеозойских отложений проектом скв. 4 предусматривалась при выявлении во вскрытой части разреза притоков газа их интенсификация.
Проектная и фактическая глубина скважины 3000 м. Конструкция скважины приведена в табл. 28.
Таблица 28
Колонна
Диаметр, мм
Глубина спуска, м
Высота подъема цемента, м
Направление . . . .
478
52
До устья
Промежуточная . . .
219
2005
1433
Эксплуатационная . .
146
2768
1990
В процессе бурения скважины отмечалось незначительное газопроявление в интервалах 110—120, 185—230, 967—980, 1210—1290, 2210—2269 м. Начиная с глубины 2408 м до конечного забоя, поступление газа было более интенсивным. Количество газа в газовоздушной смеси, по данным газокарогажной станции, в этом интервале колебалось от 3 до 50%; тяжелых углеводородов в составе газа обнаружено не было.
На основании геологических и промыслово-геофизических материалов к опробованию были намечены объекты в следующих интервалах: 2765—3000 (открытый ствол), 2724—2756, 2680—2640, 2578—2600. 2500—2540, 2408—2428, 2235—2270 м.
Ниже приводится краткая характеристика каждого интервала (рис. 64).
V горизонт. Испытание начато 5 марта 1961 г., закончено 29 марта 1961 г. При испытании обычным способом и после кислотной обработки при сниженном уровне жидкости до глубины 1496 ж получен очень слабый приток природного газа. При закрытии задвижки в течение 48 ч давление газа на устье достигало 1,2 кГ^см?. При попытке произвести ГРП создалр давление на устье 500 кГ/см2, но разрыва не произошло.
IV горизонт. Опробование начато 23 февраля 1961 г., закончено 4 марта 1961 г. При опробовании горизонта обычным способом снижения уровня жидкости в скважине до 1496 м притоков не получено. 1
III горизонт. Опробование начато 15 февраля 1961 г., закончено 22 февраля 1961 г. При опробовании горизонта снижением уровня компрессором до глубины 1496 м притока не получено. Прщ работе испытателем пластов в трубах поднято 2 м3 технической воды-с растворенным газом.
II горизонт. Опробование начато 11 ноября 1960 г., закончено 14 февраля 1961 г. При опробовании горизонта обычным способом после кислотной обработки и закачки ПАВ снижением уровня компрессором до 1500 м притоков не получено.
I горизонт. Опробование начато 21 апреля 1960 г., закончено 27 апреля 1960 г. После замены глинистого раствора в скважине водой и снижения уровня компрессором до глубины 1500 м притоков не получено.
Интервал 2765—3000 м представлен переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов, иногда углистых аргиллитов, встречено несколько пластов каменного угля.
При бурении в ряде интервалов наблюдалось интенсивное поступление газа.
В интервале 2724—2736 м на глубине 2727,5—2735 м залегает пласт угля, подстилаемый алевролитами. На каротажной диаграмме интервал характеризуется высокими сопротивлениями и небольшими отрицательными аномалиями ПС.
На температурной кривой против угольного пласта фиксируется четкое аномальное понижение температуры с амплитудой до 1°. При бурении этого интервала наблюдалось газирование раствора; из шлама угля выделялся газ.
В интервале 2680—2695 м на глубине 2690—2695 м залегает пласт угля, перекрываемый песчаником. При бурении этого интервала наблюдалось газирование раствора. Газопоказания значительно повышались. 4
По каротажным данным интервал характиризуется высокими сопротивлениями против угольного пласта и более низкими против песчаников. т.
я
11
И
Интврбал перфорации.
СтанЗартный парота* зонЗ Н025м ША 0 50 100 150омм
Кабернограмма 20 00 60см
ГазоВый каротаж 0 2068%
"ШП
И?
VI
2120
2100
2180
£ £
•
A
6
I *-4 1 I I g с^
г >
1 1
и
у । । I 1
2180
2200
2229
2200
5
i
В
Г
*1
n3,sr*
1
2260
2260
2300
2320
2300
2350
2380
2000
2020
2000
^т
1
Л ж
3
И
к
fi
?i
t 1
*»%3
Г
I
л
V^w 15си25303*/
т*т
Г ' i
/raw* f
2080
2080
2500
^ 2052,5
^82030*050
2520
1
м
K3O/*1
П2,81% «28% J Л
2500
8
3■*3■*■ '@2■ '@2Рис 64. Разрез скважины в интервалах испытания оке. 4 Плотников- ской площади.
3■*
3■*
■ '@2
■ '@2
Л—Л—прострел колонны перфораторами ПСК-Ю5; Л—в интервале 2190—2290 м— 1340 отверстий; 2190-2193 м— 25 отверстий;
£195—2198 м— 25 отверстий, Б—2212—2230 м 225 отверстий; В—2234—2258 м —25 отверстий на 1 л;
Г—2258—2270 Я —30 отверстий на 1 м (всего в интервале 2234-2270 м— 975 отверстий); Д—2272—2275 М —30 отверстий; Е—2276-2279 М 30 отверстий;
Ж—2292-2295 м
—30 отверстий, 3—2315— 2336 м 350 отверстий; И— 2363 -2380 м— 314 отверстий; К—2389—2410 м —330 отверстий Л—2408—2423 л
—230 отвер - стий;
Л4—Р—прострел колонны перфораторами ПК-103; М—в интервале 2500 —2540 л—600 отверстий, 2500 —2510 л—20 отверстий на 1 я; 2520—2540 м— 20 отверстий на 1 я; Н— 470 отверстий, О— 200 отверстий;
20 отверстий на 1 я; П—300 отверстий; Р— 460—отверстий.
7—аргиллит; 2—алевролит;
3—песчаник;
4—углистый аргиллит; 5— уголь.
Интервал 2630—2640 м по керну не охарактеризован. По каротажной характеристике и шламу интервал представлен мелкозернистыми песчаниками и аргиллитами.
В интервале 2578—2600 м залегает пласт угля с прослоями песчаника. В процессе бурения наблюдалось значительное поступление газа: из шлама угля выделялся газ.
Интервал 2500—2540 м представлен песчаниками, алевролитами и аргиллитами. При его вскрытии отмечались интенсивные газопроявления.
Интервал 2408—2423 м представлен песчаниками и алевролитами. При проходке в этом интервале также наблюдалось интенсивное газирование раствора. Пористость песчаников не превышает 6,86%, карбо- натность колеблется от 2,7 до 23%. При опробовании этого интервала в скв. 1, 2, 3 был получен незначительный приток газа. В кровле обь- екта залегает аргиллитовая пачка мощностью 130 м.
Интервал 2235—2270 м представлен мелкозернистыми песчаниками. В процессе бурения интервала наблюдалось незначительное поступление газа. При его опробовании в скв. 2 и 3 были получены кратковременные притоки газа с дебитами соответственно 14 и 18,2 тыс. м3/сутки. В скв. 2 давление газа на устье при уровне технической воды в скважине 745 м достигало 120 кГ(см2. Кроме того, из этого интервала получено несколько литров нефти. Пористость песчаников, определенная по двум образцам, не превышает 5%, карбонатность 10-16%.
В подошве данного объекта залегает указанная выше мощная пачка аргиллитов.
Опробование объекта на глубине 2724—2756 м. Планом опробования предусматривалось следующее:
Произвести перфорацию в интервале 2724—2735 м перфораторами ПК-103 плотностью 20 отверстий на 1 м мощности разреза. Вскрытый интервал испытать снижением уровня. Произвести ГРП; дострелять объект, охватив перфорацией весь намеченный к опробованию интервал. Возбуждение притока произвести с помощью воздушного подъемника.
При опробовании объекта снижением уровня до максимально возможной глубины (1500 м) из скважины притока не получили.
На плотниковской площади притоки газа, по-видимому, приуро чены к естественной трещиноватости пород. Поэтому основная задача ГРП заключалась в соединении эксплуатационного забоя скважины с сетью естественных микротрещин.
При образовании эксплуатационного забоя была избрана конструкция, не пригодная для трещиноватых пород. С учетом такой конструкции, в которой объекты испытания были обсажены колонной и зацементированы, запроектировали соответствующие процессы обработки.
Для получения трещин большой протяженности было предусмотрено провести поинтервальный ГРП, которому должна предшествовать избирательная перфорация двух интервалов по 3 м каждый, плотностью 40 отверстий на 1 al
Данный объект представлен пластами песчаника и угля. Интервалы избирательной перфорации относятся к глубинам 2750—2747 и 2733—2730 м, что соответствует средней части указанных пластов. Такой выбор интервалов перфорации при отсутствии искусственных реперов должен обеспечить наибольшую вероятность попадания кумулятивной струи в намеченные объекты.
Предварительно ствол скважины тщательно промыли раствором: соляной кислоты (кислотные цепочки), а затем водой. Промывку продолжали до получения из скважины осветленной воды.
В скважину спустили комбинированный подъемник, составленный из 63-лш насосно-компрессорных труб (850 At) и 13-мм бурильных труб
Рис. 65. Схема расположения оборудования при ГРП на скв. 4 П Летниковской площади.
1 — площадка для химического реагента; 2 — 25-я3 емкости, 3 — 20-я3 емкости: 4 — насосы У8-3; 5 — 19-я3 емкости; 6—7-я3 емкости; 7 — котельная; 8 — площадка для песка.
(1900 At), заполнили водным раствором ОП-7 концентрации 0,2% и приступили к определению приемистости пласта.
Раствор ПАВ вытеснялся в пласт агрегатом АН-500 на первой скорости и малых оборотах двигателя (рис. 65). В течение 19 aiuh давление На агрегате возросло до 300 кГ^см2, при этом в пласт вытеснили 200 л жидкости. Незначительный объем вытесненной жидкости и быстрый рост давления позволили заключить, что при давлении 300 кГ/см2 практически приемистость отсутствует. При повторении операции давление возросло до 300 кГ!см2 в течение 10 aiuh, причем рост давления стремительно продолжался. Во избежание нарушения 146-лш обсадной колонны приемистость при более высоких давлениях определяли одновременно с опрессовкой пакера. После герметизации пакером межтрубного пространства в скважине продолжили определение приемистости уже при значительно больших устьевых давлениях. В течение 12 aiuh давление на агрегате возросло до 450 кГ)са12, а в межтрубном пространстве до
300 кГ(см2. Ввиду того что рост давления не прекращался, операцию вынуждены были приостановить.
Приготовили глинокислотный раствор объемом 1,3 ж3, который вытеснили в пласт. Однако в результате обработки пласта приемистость в скважине не изменилась и давление вытеснения продолжало оставаться очень высоким (450 кГ^см2).
Процессы обработки ГРП глинокислотными растворами точно повторили во втором интервале (пласт угля), но достигнуть приемистости при давлениях около 500 кГ}см2 так и не удалось.
Последующее опробование пластов песчаника и угля показало' отсутствие в них притоков природного газа. Два следующих объекта (в интервалах 2680—2695 и 2630—2640 ж) были опробованы снижением уровня и так же, как и предыдущие, оказались непродуктивными.
Опробование объекта на глубине 2500—2540 м. Планом опробования предусматривалось перфорировать интервалы 2500—2510 и 2520— 2540 М перфораторами ПК-103 плотностью 20 отверстий на 1 м; опробовать объект снижением уровня; произвести глинокислотную обработку, после чего опробование объекта повторить. Скважину промыли до чистой воды. В процессе промывки наблюдался вынос большого количества Угольной пыли.
Снижением уровня воздушным подъемником до глубины 1500 м притока жидкости не получили.
Перед обработкой скважину промывали кислотными цепочками и водным раствором ПАВ. Все операции при обработке производились в том же порядке и так же, как и на предыдущих объектах. В течение 40 мин кислотная смесь была вытеснена в пласт при давлении 220 кг/см2. Приемистость пласта при этом составила 320 м^сутки, а коэффициент приемистости
,320.
к == 1,88 м* сутки • ат.
,220 -50
Для завершения реакции кислоты с горной породой скважину закрыли на 4 ч. Через 3 ч давление снизилось до 90 кг[см2.
Продукты реакции были удалены из скважины промывкой до появления в циркулирующей жидкости осветленной воды. В результате снижения уровня до 1500 ''м опять притока не получили. За 18 ч давление на буфере установилось всего 12 кг!см2.
Опробование объекта на глубине 2408—2423 м. Для производства ГРП предусматривалось прострелять интервал 2415—2418 м перфораторами ПКС-105 из расчета 20 отстрелов на 1 м мощности разреза.
После перфорации скважина начала переливать водой. Подняли кабель и спустили подъемник однорядной конструкции до глубины 1300 м. Ниже этой глубины спустить трубы не удалось, так как из скважины интенсивно поступала сильно газированная вода. Высота фонтана достигала 40 м. Опасаясь, что возможно открытое фонтанирование газом, устье скважины оборудовали фонтанной арматурой. Через 15 мин после включения компрессора в скважине установился фонтанный режим работы природным газом с дебитом примерно 30 000 м^)сутки. Одновременно между 219- и 127-.юи колоннами из кольца наблюдался пропуск газа.
Давление в затрубном пространстве поднялось до 50 кГ)см2. Начавшиеся пропуски между обсадными колоннами необходимо было немедленно устранить, для чего скважину заполнили водой.
При промывке скважины газирование прекратилось. Достреляли намеченный к испытанию интервал 2415—2418 м полностью, а затем ликвидировали пропуски в межтрубном пространстве (заливкой цементным раствором).
После этих работ в скважине произвели ГКРП по приведенной вы-
ше технологической схеме. При этом давление раскрытия естественных или образования новых трещин на этот раз не превысило 280— 300 кГ!смг. Скважина находилась под давлением в течение 8 ч; за 'это время давление упало до 160 кПсм\ 1 1 I
При длине подвески подъемника 1500 м из скважины извлекли обратно закачанную в нее рабочую жидкость.।
Через 12 ч ожидания накопления жидкости в скважине уже при повторной продавке снова произошел пролет воздуха. Подъемник допустили до глубины 2200 м и в течение 16 ,ч работы компрессора извлекли из скважины дополнительно еще 36 ж3 жидкости, после чего опять-таки произошел пролет воздуха.||
Таким образом, из скважины получить устойчивого притока газа так и не удалось.
Опробование объекта на глубине 2235—2270 W. Перфорация объекта производилась плотностью 30 отверстий на 1 м мощности разреза. После перфорации скважину промыли водным раствором ОП-7. В процессе промывки наблюдалось газирование, i
Приток возбудили [снижением уровня воздушным подъемником до глубины 2200 м. При снижении уровня из скважины было извлечено 52 ж3 жидкости. Наблюдался [слабый приток газа. В течение 36 ч давление в затрубном пространстве возросло с 27 до 32 кГ^м2; в трубах — с 42 до 48 кГ1см?.'(
В скважине произвели кислотную обработку. Давление вытеснения кислотной смеси в пласт составило 100 кГ1смг. Время реакции кислоты в пласте 4 ч. За это время давление на устье снизилось до 30 кГ/сж2.
При открытии устьевой задвижки из скважины |наблюдалось фонтанирование водой с продуктами реакции кислот, в результате чего было получено 42 ж3 жидкости. В дальнейшем в скважине установился режим работы фонтанированием чистым природным газом через 5,4-лм< штуцер в течение 3,5 ч. Дебит газа при этом колебался в пределах 9—17 тыс. Алеутки. В последующие трое суток дебит газа снизился до 2680—5122 м3) сутки.
В скважине производилась обработка пласта водным раствором ОП-7. В пласт было вытеснено 70 м3 водного раствора ПАВ. После извлечения из пласта раствора ПАВ скважина трое суток фонтанировала через 1,6-лм( штуцер. Дебит газа при этом был равен 1000 мНсутки.
В результате кислотной обработки дебит газа вначале увеличился до 17 000 м3/сутки, затем постепенно снизился и достиг 2680— 5122 л3/сутки. Обработка пласта раствором ПАВ существенных изменений не внесла. Ввиду незначительного притока газа опробование объекта на этом было прекращено.
Объект 2724—2756 м, расчлененный на два узких интервала, в процессах обработки имел очень высокое давление вытеснения рабочей жидкости в пласт (500 кПсм^, что явилось следствием отсутствия в кровле опробуемого пласта пород, способных к пластической деформации.
В то же время в других опробованных объектах в интервалах 2500—2540, 2408—2423 и 2235—2270 м рабочая жидкость вытеснялась в пласт при значительно меньших давлениях (300—100 кГ[смг^, что объясняется геологическими условиями разреза скв. 4 Плотниковской площади. Первостепенное значение имеет характер пластической деформации пород, перекрывающих или подстилающих испытуемый объект, подвергающийся разрыву, который вызывает в нем «разгрузку» горного давления.
Южно-Борисовская плои^адь. Площадь расположена в северо-восточной части Кузнецкой впадины. Структура была выявлена геологосъемочными работами и подтверждена детальной съемкой. На площади проводилось структурное бурение с целью подготовки площади к 281
глубокому разведочному бурению. Всего было пробурено 23 скважины. Кроме того, на этой же площади было пробурено восемь глубоких скважин, в числе которых одна опорная.
Бурением структурных скв. 4-К, 6-К, Ю-К, 13-К, 18-К и др., расположенных в сводовой части Южно-Борисовского поднятия, были выявлены притоки газа. Выявленный структурными скважинами природный газ приурочен к песчаникам верхней части ильинской свиты.
В скв. 10-К вместе с водой начал выделяться газ с глубины 96 м. Количество газа и воды увеличивалось с углублением скважины и при глубине 307 ж из штанг обильно выделялся свободный газ. Давление на устье повышалось до 10 кГ1см2.
В скв. 6-К при глубине 205 ж выходил свободный газ с давлением на устье 1 кГ]см2. С углублением количество газа увеличивалось, и при забое 324 ж 'давление на устье достигло 10 кГ/см2.
В скв. 4-К газопроявления наблюдались начиная со 170 ж до проектной глубины (317 ж); давление на устье достигало 20 кГ/сж2.
Газопроявления, хотя и менее интенсивные, наблюдались также и при бурении скв. 12-К, 13-К, 15-К, 16-К, 18-К. При этом работы по испытанию структурных скважин не проводились.
Скв. 77-К была заложена в своде Южно-Борисовского поднятия с целью промышленной оценки газопроявлений, наблюдавшихся в структурно-поисковых скважинах. Проектная глубина скважины 410 ж.
Конструкция скважины — 219-жж направление опущено на глубину 28 ж, подъем цемента до устья; 127-жж эксплуатационная колонна спущена на 180 ж с подъемом цемента до устья. Конструкция эксплуатационного забоя — открытая.
После спуска 127-жж колонны бурили с использованием в качестве промывочной жидкости водного раствора ПАВ. В процессе бурения содержание ПАВ в растворе контролировалось, причем индикатором контроля йвлялся показатель поверхностного натяжения на границе нефть — водный раствор ПАВ. При уменьшении концентрации ниже 0,2% для ее восстановления в приемные емкости добавлялось необходимое количество ПАВ.
С глубины 250 ж при подъемах инструмента наблюдались выбросы газированной воды. С углублением скважины газопроявления увеличивались, и при забое 278 ж скважина периодически переходила на фонтанирование чистым газом. Дегазацией и периодической заменой промывочной жидкости удавалось на непродолжительное время приостановить фонтанирование и продолжить бурение. Однако при забое 351 ж произошел сильный выброс — разгазированная вода выбрасывалась до кронблочной площадки, и вскоре из скважины началось открытое фонтанирование чистым природным газом.
При конечном забое 410 ж скважина фонтанировала газом с дебитом около 10 тыс. м^ сутки. Статическое давление на устье составило 30 кГ/см2. В скв. 77-К по сравнению с соседними, ранее пробуренными скважинами, газопроявления были интенсивнее. Это, очевидно, объясняется тем, что водный раствор ПАВ, фильтрующийся в пласт в процессе бурения и обладающий значительно меньшим поверхностным натяжением, чем вода, даже при небольших депрессиях легко вытесняется из пласта газом.
На боковой поверхности поднятых из скважины кернов визуально наблюдалось выделение газированного водного раствора ПАВ.
При выборе конструкции скважины прежде всего учитывались данные коллекторских свойств газсодержащих пластов.
Как видно из табл. 29, образцы, отобранные с глубин, к которым приурочены наибольшие газопроявления, практически непроницаемы. Этих исследований, конечно, было недостаточно для получения полного представления о коллекторских свойствах газсодержащих песчаников.
Таблица 29
№ образца
Глубина отбора, я
Пористость, %
Плотность породы, г/ся^
Карбонатность, %
абсолютная
открытая
1
276,0
6,9
2,8
2,64
2
328,4
12,1
11,9
2,62
—
3
340,0
—
13,5
—
—
4
290,0
16,0
14,1
2,68
—
5
283,0
16,9
13,3
2,60
—
6
255,0
16,5
14,8
7
268,0
14,8
12,0
—
8
304,0
—
12,7
—
9
265,0
—
—
—
—
10
344,5
15,0
13,0
—
—
11
334,0
12,6
12,5
—
—
12
406,0
—
н,о
—
—
13
247,0
19,7
15,9
—
—
14
370,0
13,9
12,0
—
—
15
263,0
17,4
13,0
—
16
478,5
6,6
2,19
—
Некарбонатна
17
434,5
12,8
10,8
3,2
18
431,2
11,9
8,8
4,2
19
474,5
10,8
10,1
—
4,0
20
425,5
15,8
12,2
—
Следы
21
443,0
—
6,8
—
—
22
419,0
9,8
6,9
—
5,8
Примечание. Образцы отбирались почти из непроницаемого песчаника.
Однако на основании имеющихся косвенных данных можно было предположить, что притоки [газа в скв. 77-К обусловлены наличием трещин; последние отчетливо наблюдались визуально на керне.
Скв. 77-К после испытания в течение длительного периода простаивала.
В результате бурения скв. I—II было выявлено, что в интервале глубин 483—540 м имеется газоносный горизонт, аналогичный по характеру газопроявлений горизонту b скв. 77-К- Для прослеживания газоносного горизонта, вскрытого скв. I—II, скв. 77-К решили углубить. Так как при забое 410 м скв. 77-К фонтанировала чистым газом, то перед началом углубления в скважине подавили приток газа, вытеснив в пласт около 30 л*3 тяжелого глинистого раствора.
Перед глинистым раствором в качестве буферной жидкости в пласт закачали водный раствор ПАВ.
Скважина углублялась с промывкой забоя глинистым раствором. При забое 480 м\ в связи с аварией бурение прекратили.
После проработки в скважину до глубины 472,5 м на 63-лги насосно-компрессорных трубах спустили фильтр, состоящий из перфориро
ванных труб того же диаметра.
Конечный забой, м .........480
Искусственный забой, м 472
Объект опробованияПесчаники
ИЛЬИНСКОЙсвиты
Диаметр эксплуатационной колонны, мм 63
Глубина спуска колонны,м 472
Фильтр заводского изготовления в интервале, м 222
Диаметр фонтанных труб, мм . . . .38
Глубина спуска фонтанных труб, м .472
Чтобы предупредить разрушение эксплуатационого забоя, возбуждение притока производилось плавно. На первом этапе глинистый раст-
вор постепенно заменили водой. После этой замены в скважине газопроявлений не наблюдалось. Даже после снижения уровня до 220 .к притока из пласта получить не удалось. Отсутствие притока, очевидно, объясняется тем, что в результате вытеснения глинистого раствора в пласт в процессе проработки и углубления скважины трещины были закупорены глиной. Поэтому скважину решили тщательно промыть водой. В процессе промывки проточной водой из скважины выносилось большое количество глинистого материала. После полного осветления воды приступили к промывке скважины водным раствором ПАВ. К концу промывки появились первые признаки газа. В общей сложности промывка скважины водным раствором ПАВ с небольшими перерывами длилась около 10 суток.
Если при бурении с промывкой водным раствором ПАВ скважина при первоначальном забое начала фонтанировать газом самопроизвольно, без каких-либо принудительных мер, то после углубления с промывкой глинистым раствором первые признаки притоков газа были получены только в результате интенсивной промывки эксплуатационного забоя водным раствором ПАВ. Для восстановления гидродинамической связи с газоносным пластом потребовалось проведение в течение 10 суток целого комплекса дополнительных работ по возбуждению притока.
Таким образом, пласт вскрывался дважды в одной точке: первый раз с применением водного раствора ПАВ, второй раз — глинистого раствора. Этим было установлено положительное влияние ПАВ и отрицательное— глинистого раствора. ।
При подвеске воздушного подъемника 220 'м произвели продавку аэрацией. Через некоторое время после продавки давление на компрессоре резко снизилось (с 18 до 8 кГ}смг^ что указывало на начало восстановления связи с пластом. В процессе работы воздушным подъемником из скважины было получено большое количество глинистого раствора, а также водного раствора ПАВ, которые были вытеснены в. пласт во время углубления, когда в скважине подавлялся приток газа. Нужно полагать, что глинистый раствор был успешно изъят из пласта и поднят на поверхность благодаря наличию в качестве буферной жидкости в пласте водного раствора ПАВ. Это подтверждается тем, что глинистый раствор, обработанный ПАВ, после закачки в пласт выбрасывался в атмосферу обратным потоком Газа.
Когда закончилось извлечение глинистого раствора из пласта, скважина начала, как и прежде, фонтанировать газом.
КОЛХИДСКАЯ НИЗМЕННОСТЬ
КРАТКИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВЕДЕНИЯ
Верхнемеловые отложения на Северном Кавказе в последние 10— 12 лет стали первоочередными объектами разработки и для нефтепоисковых работ. Представлены они трещиноватыми известняками, суммарная мощность которых 300 м. В настоящее время из таких же отложений разрабатывается ряд нефтяных месторождений (Карабулак- Ачалуки, Малгобек и др.).
Буровыми работами на западе Грузии установлено развитие мощной толщи аналогичных известняков, залегающих под третичными отложениями [64]. Мощность верхнемеловых отложений в Колхидской впадине изменяется от 50 м в ее обрамлении до 700—800 м во внутренних участках. В процессе бурения и при испытании скважин в этих отложениях наблюдались небольшие притоки '(0,010—1,5 м^/сутки') и пленки нефти (на западе и востоке Чаладиди). Отмечались нефтега- зопроявления и из подстилающих отложений нижнего мела соседних
структур (Квалони). Благоприятными для сохранения залежей углеводородов являются здесь также гидрогеологические показатели.
В структурном отношении Колхидская впадина (Грузинская глыба, по А. И. Джанелидзе) представляет собой межгорный прогиб, выполненный мощной толщей мезокайнозоя. На севере и юге она ограничивается складчатыми сооружениями Большого и Малого Кавказа, на востоке — Дзирульским кристаллическим массивом, 'а на западе — открывается в Черное море. Породы мезокайнозоя погружаются с 'юга и севера к центру впадины и с востока на запад. В этих же направлениях наблюдается увеличение их мощности, в частности, верхнемеловых и третичных отложений, которые к настоящему времени более изучены.
Как мезозойские, так и третичные отложения смяты в отдельные куполовидные и брахиантиклинальные складки с амплитудами до 300—500 м и соотношением осей 1:3—1:10. Наблюдается определенная приуроченность складок к обособленным зонам большой протяженности типа антиклиналей. Одна из таких зон отчетливо выделяется на участке Чаладиди — Кулеви [64].
Простирание складок определяется простиранием окружающих складчатых сооружений Большого и Малого Кавказа.
До настоящего времени геологическое строение Колхидской впадины еще недостаточно изучено.
В связи с проведении процесса обработки пласта на Западно-Ча- ладидинской площади рассмотрим более подробно эту территорию.
Западно-Чаладидинская площадь расположена в юго-западной части Колхидской низменности, к северо-востоку от портового г. Поти, на расстоянии 10—15 км от него по Прямой.
Рельеф района равнинный, с незначительным наклоном с востока на запад, абсолютные отметки колеблются от 2 до 12 м. Район, за исключением заболоченных мест, густо покрыт грунтовыми дорогами.
Геологический разрез района слагают современные, третичные и мезозойские отложения. Из мезозойского комплекса пород скважинами вскрыты только меловые отложения. Меловые отложения представлены всеми ярусами от валанжина до Датского включительно. Это в основном - известняки сероцветные, пелитоаморфные и органогенные, нередко трещиноватые. И только в верхней части разреза нижнего (альб) и в основании верхнего мела (сеноман) отмечается развитие туфов и туфогенных песчаников мощностью до 500—700 м. Суммарная мощность меловых отложений в районе 1450—1700 м, причем в западном ’направлении отмечается увеличение их мощности до 1900— 1950 м (с. Квемо-Квалони). i
Главным породообразующим компонентом известняков, по определению А. П. Гмид, являются мелкие (0,08—0,25 мм) фораминиферы, сложенные мелкозернистым перекристаллизованным кальцитом или имеющие тонкозернистое кальцитовое сложение (65—70%). В качестве примеси отмечаются сферы и мелкий органогенный детрит (обломки фораминифер и призматические срезы иноцерамов), имеющие тонко- или мелкосреднезернистое кальцитовое.'сложение (до 10%). В таком же количестве присутствуют слабоглинистые известняки.
Частицы глинистого вещества распределяются ’довольно равномерно в породе и представлены гидрослюдой. В отдельных образцах наблюдается незначительная (1—2%) примесь пирита (мелкие рассеянные зерна) и редкие (до 1%) ромбоэдры доломита размером 0,02—0,04 мм, метасоматически замещающие кальцит В раковинах фораминифер. Цементирующим веществом служит тонкозернистый (0,01 мм) кальцит, составляющий 20—27 %.
Выше меловые отложения в разрезе сменяются палеогеновыми, представленными в основании органогенными известняками (палеоцен), а в кровле — мергелями (эоцен).1
Рис. 66. Схематическая структур-ная карта Чаладидинского рай-она.
Рис. 67. Структура спорового простраиства. / — вторичные поры выщелачивания «расширения» или «вздутия» внутри стилолитов по ходу более поздних открытых микротрещин; 2 — вторичные поры выщелачивания «расширения» по ходу открытых микротрещин в самой породе; 3 — цемент—тонкозернистый кальцит; 4 — фораминиферы в органогенном известняке; 5 — вторичные порыРис. 67. Структура спорового простраиства. / — вторичные поры выщелачивания «расширения» или «вздутия» внутри стилолитов по ходу более поздних открытых микротрещин; 2 — вторичные поры выщелачивания «расширения» по ходу открытых микротрещин в самой породе; 3 — цемент—тонкозернистый кальцит; 4 — фораминиферы в органогенном известняке; 5 — вторичные порывыщелачивания «расширения», соединяющиесямежду собой микротрещинами, расположенные наместе частично выщелоченных фораминифер.выщелачивания «расширения», соединяющиесямежду собой микротрещинами, расположенные наместе частично выщелоченных фораминифер.
Рис. 67. Структура спорового простраиства. / — вторичные поры выщелачивания «расширения» или «вздутия» внутри стилолитов по ходу более поздних открытых микротрещин; 2 — вторичные поры выщелачивания «расширения» по ходу открытых микротрещин в самой породе; 3 — цемент—тонкозернистый кальцит; 4 — фораминиферы в органогенном известняке; 5 — вторичные поры
Рис. 67. Структура спорового простраиства. / — вторичные поры выщелачивания «расширения» или «вздутия» внутри стилолитов по ходу более поздних открытых микротрещин; 2 — вторичные поры выщелачивания «расширения» по ходу открытых микротрещин в самой породе; 3 — цемент—тонкозернистый кальцит; 4 — фораминиферы в органогенном известняке; 5 — вторичные поры
выщелачивания «расширения», соединяющиесямежду собой микротрещинами, расположенные наместе частично выщелоченных фораминифер.
выщелачивания «расширения», соединяющиесямежду собой микротрещинами, расположенные наместе частично выщелоченных фораминифер.
В структурном отношении по отложениям верхнего мела Западно- Чаладидинская складка 'является небольшим по амплитуде и размерам куполовидным осложнением юго-восточной переклинальной части крупного поднятия, протягивающегося в сторону с. Кулеви и далее на северо-запад. Размеры поднятия в пределах изученной площади составляют 12,5x5 км, амплитуда 400 м (по изогипсе — 2200 ж). По-види- мому, это поднятие протягивается к юго-востоку вдоль р. Риони еще на 17—20 км, о чем свидетельствует наличие небольших структур, подчиненных его простиранию (Восточно-Чаладидинская и др.) (рис. 66).
СВЕДЕНИЯ О ТРЕЩИНОВАТОСТИ ПОРОД
Рассматриваемые известняки стилолитизированные, трещиноватые
и вторично пористые. Стилолиты по отношению к микротрещинам являются наиболее ранними (эпигенетическими) образованиями. По
форме они мелко зубчатые или бугристые. Располагаются параллельно или под углом к напластованию. Заполнены стилолиты тонкочешуйчатым глинистым веществом гидрослюдистого состава или тонкозернистым глинисто- карбонатным материалом. Амплитуда отдельных зубцов колеблется в пределах 0,3—0,5 мм. Стилолиты рассекаются вертикальными и наклонными минеральными трещинами шириной 15— 30 мк; заполнены они тонко- или мелкозернистым кальцитом. Внутри стилолитов, рассекая минеральные трещины в породах, проходят более поздние эффективные микротрещины раскрыто- стью от 5 до 25 мк. Форма открытых микротрещин слабоизвилистая или прямолинейная. Располагаются они параллельно, перпендикулярно или под углом к напластованию. По ходу открытых микротрещин отмечаются емкости выщелачивания вторичного происхождения, а также «расширения» и «вздутия» (рис. 67, а, б), размер в поперечнике которых колеблется от 0,1 до 1 мм. Поры в поперечнике имеют размеры до 1 мм, а каверны более 1 мм. Такие «вздутия» в зависимости от своих размеров от-
носятся к мелким, средним или крупным вторичным порам выще-
лачивания и редко кавернам, раз
вивающимся в рассматриваемых отложениях в связи с трещиноватостью и деформацией пород. Размер вторичных пор выщелачивания 0,05— 0,25 мм; ширина соединяющих их микротрещин 2—15 мк (рис. 67,в). Форма вторичных пор выщелачивания неправильная, удлиненная, реже округлая. Вторичная пористость данных пород, подсчитанная по шли-
фам, колеблется от 1,5 до 5% (табл 30), проводимость микротрещин тоже колеблется от 8 до 40,6 мд, частота эффективных микротрещин 92—235 — . Минеральные микротрещины были встречены только в двух
образцах Частота минеральных микротрещин, заполненных кальцитом, составляет 131 —157— (рис 68)
Исследованные породы по своим структурно-генетическим особен
Рис 68 Известняк тоннозернистый оо сферами.Внутри минеральной трещины заполненной среднеРис 68 Известняк тоннозернистый оо сферами.Внутри минеральной трещины заполненной средненостям порового пространства и путям фильтрации могут быть отнесены к трещинному типу коллектора, так как фильтрация в нем осуществляется в основном по микротрещинам, а основной свободной емкостью служат вторичные поры и реже каверны выщелачивания
Рис 68 Известняк тоннозернистый оо сферами.
Внутри минеральной трещины заполненной средне
Рис 68 Известняк тоннозернистый оо сферами.
Внутри минеральной трещины заполненной средне
Несмотря на заложение разведочных скважин далеко не в оптимальных структурных условиях, в периклинальной части поднятия из мело-
вых отложений получены неф тепроявления (скв 9, 9а, 10, 2) Приурочены они к трещи-
крупнозернистым кальцитом, проходит открытая ми НОВаТЫМ ИЗВеСТНЯКам ДЯТСКОГО кротрещина На открытой микротрещине развитыр,
емкости выщелачивания вторичного происхождения Яруса. И ПаЛвОГСНЗ НрИЧСМ В скв 9 и 9а был получен при- гок нефти до 1,0—2,0 м3] сутки, и они фактически являлись первооткрывательницами верхнемеловой нефти на западе Грузии Нефть имеет удельный вес 0,8992 г/см2 (при +20°С), вскипает при 85°С Светлые ‘фракции в нефти составляют 73,4%, парафины — 7,9%, смолы—18,7%, асфальтены — 5%.
ОПЫТНЫЕ РАБОТЫ НА ПЛОЩАДИ ЧАЛАДИДИ
Получение промышленных притоков нефти из карбонатных пород верхнемелового возраста (1957 г) на западе Чаладиди послужило основанием для заложения специальной экспериментальной скв 4 Целью бурения экспериментальной скважины являлось получение из нее путем обработки пласта промышленной нефти В ней проверялся для коллекторов трещинного типа метод глубинного расклинивания микротрещин, разработанный во ВНИГНИ
При бурении скв 4 был предусмотрен ряд требований, выполнение которых обеспечивало сохранение естественной проницаемости продуктивных пород при обнажении пласта прочность конструкции, необходимая для производства в скважине запроектированной обработки пласта при высоком устьевом давлении, непосредственный контакт с Породой в открытом эксплуатационном забое и др.
В кровле пласта на глубине 1901 м бурение приостановили и в скважину спустили колонну из 127-^ж обсадных труб (сталь марки Ем) с толщиной стенок 12 мм Резьбо-муфтовые соединения смазывали специальной смазкой УС-1, а перед смазкой каждую трубу на мостках спрессовывали при давлении 200 кГ}см2 с помощью гидравлического пресса При цементировании обсадной колонны цементный 'раствор подняли до устья скважины Готовясь к производству запроектирован-
ных операций по обработке пласта, скважину опрессовали на 450 кГ/см2.
После ОЗЦ продуктивный горизонт в скважине вскрывали промывкой забоя водным раствором ОП-7 (концентрации — 0,15%). Продуктивный горизонт вскрыли в интервале 1901—1914 м. Таким образом, при бурении скважины были устранены все возможные последствия, которые могли отрицательно повлиять на фильтрационную способность эксплуатационного забоя. В интервале залегания продуктивного горизонта отобран керн и определены коллекторские свойства слагающих его пород. Результаты этих определений, по данным лаборатории физики пласта ВНИГРИ (Л. П. Гмид), приведены в табл. 30. В процессе вскрытия пласта и после окончания бурения скважина переливала очень тонкой струей нефти.
Таблица 30
Глубина, м
Повода
Нераство- вимый остаток
Порис
ТО'ТЬ, %
Открытые микротрещины
Минеральнье микротрещи
ны, Т, — м
«г, мк
г, — м
1900—1901
Известняк органогенный
3,6
1,16
6,5
102
1904—1905
То ае
4,6
2,02
3,9
44
—
1906—1907
Известняк
2,6
2,01
4,5
71
26
1907—1908
»
4,0
3,02
1,9
52
31
1910—1911
Известняк органогенный
7,6
6,44
5,1
59
1911—1913
То же
15,4
9,53
Н,4
1,31
—
1913-1914
»
10,8
9,77
14,4
84
—
Средние значения по пласту
7,0
4,7
6,8
60
—
Для приготовления рабочих жидкостей на площадке скв. 4 были установлены восемь емкостей по 25 ж3. Каждая пара емкостей была обвязана между собой 102-жж трубопроводом с двумя отводами. На отводах были смонтированы 102-жж задвижки с быстросъемными соединениями на концах для присоединения приемного шланга подающих агрегатов. Устье скважины было оборудовано фонтанной арматурой на давление 320 кГ^см2. В процессе использовались 63-жж насосно- комгрессорные трубы марки 36Г2С.
Оборудование, необходимое для производства процесса, включало два насосных агрегата 4АН-700, четыре насосных агрегата 2АН-500, один насосный агрегат ЗЦА-400. В качестве подающих агрегатов служили три насосных агрегата ЦА-320М и два нефтевоза 4ЦР. Общая мощность всех передвижных механизмов, функционировавших в процессе (без учета подводящего транспорта и специальных машин, применявшихся при исследовании), составила около 3000 л. с.
Для удобства насосные агрегаты были распределены в двух блоках; обслуживали их две бригады. В первый блок вошли два насосных агрегата 2АН-500 и два насосных агрегата 4АН-700; во второй — два насосных агрегата 2АН-500 и один насосный агрегат ЗЦА-400. Кроме того, в каждый блок включили по одному пескосмесительному агрегату ЗПА, смеситель которых использовался в качестве приемной емкости.
Два указанных блока через манифольд 1БМ-700 были обвязаны с устьевой арматурой. В первый блок рабочая жидкость подавалась тремя насосными агрегатами ЦА-32ОМ, а во второй — двумя нефтевозами 4ЦР.
После осуществления обвязки исполнительную схему (рис. 69) спрессовали на давление 450 кГ/см2.
Подготовительные работы предусматривали очистку всего технологического оборудования и ствола скважины от посторонних примесей и загрязнений. Суспензией воды с песком (концентрация песка до 50 кг на 1 м3 воды) промывала емкости, бункеры насосных агрегатов, соединительную арматуру и выкидные линии. Кроме того, на форси-
Рис. 69 Обвязка оборудования при проведении обработки скв. 4 'кислотой замедленного действия
рованных режимах промыли насосно-компрессорные трубы, эксплуатационную колонну и открытый ствол скважины водным 0,1%-ным раствором ОП-7 с добавкой до 50 кГ{м3 кварцевого песка. Общий расход водного раствора доводился до трех объемов скважины. Ту же промывку насосно-компрессорных труб, эксплуатационной колонны и открытого ствола скважины повторно произвели на замедленных режимах, а затем кислотными цепочками. Рабочая жидкость составлялась из 1 az3 3%-ного раствора НС1 и продавливалась 10 м3 водного раствора ОП-7. При этом для лучшего вымывания стенок труб и открытого эксплуатационного забоя при прохождении кислотных цепочек и увеличения времени контакта производительность агрегатов снижалась до 5 л сек, и только в конце продавки она снова повышалась до 10 л 'сек.
Кислотную ванну осуществили замещением в открытом стволе скважины 3,6 м3 11%-ного раствора НС1, обработанного 4,5 кг ката- пина, 4,5 кг ОП-7 и 1 кг лимонной кислоты. Солянокислотный раствор подвели к эксплуатационному забою скважины при наличии сообщения затрубного пространства с атмосферой; прокачку вели водным раствором ОП-7 0,15 %-ной концентрации в объеме 16,5 м3 через насоснокомпрессорные трубы; башмак был установлен на 5 м выше кровли пласта. После замещения солянокислотного раствора в пределах эксплуатационного забоя кольцевое пространство закрыли и с помощью насосных агрегатов давление на устье подняли до 50—60 кГ[см3. Однако приемистости с пластом этим путем достигнуть не удалось.
Скважина была оставлена в покое в течение 15,5 ч для реакции
кислоты с породой, а затем промыта 50 лР водного раствора ОП-7 (концентрация 0,1 %). ।
Сразу после этого приступили к определению давления раскрытия трещин. В пласт под давлением 120—140 кГ/см3 вытеснили 14 ж3 водного раствора ОП-7 (концентрация та же), который выдерживался в. пласте в течение 14 ч.
Результат обработки пласта этим раствором оказался положительным. На режиме работы самоизливом в скважине достигли увеличения притока жидкости из пласта до 6,8 м3/сутки.
Давление раскрытия трещин оказалось намного ниже, чем предполагалось (на устье 120 кГ/смг вместо 300 кГ/сж2), в связи с чем по сравнению с проектом в плане работ произвели некоторые изменения, оставив окончательно следующие операции. Раскрытие микротрещин и обработка их стенок кислотой замедленного действия; пробное размещение в микротрещинах с помощью нефтекислотной эмульсии 1 т корунда; Наконец, размещение в микротрещинах с той же эмульсией 12,5 т корундо-песчаной смеси (10 т кварцевого песка фракции 0,4— 0,7 мм волгоградского карьера и 2,5 т шлифзерна белого 'корунда № 50).
Осуществив обвязку и опрессовку исполнительной схемы, насосные агрегаты, работавшие на холостом ходу, перевели на рабочий режим и начали вытеснение солянокислотного раствора в пласт. Нагнетали его в трубное и затрубное пространство скважины одновременно.
Было приготовлено 150 м3 солянокислотного раствора, размещенного в шести емкостях по 25 м3 из расчета 9 м3 28%-ного НС1, 16 Д3 технической 'воды, 50 кг катапина, 35 кг ОП-7 и 5 кг лимонной кислоты на каждую емкость. Однако по техническим причинам в пласт вытеснили солянокислотного раствора только 34 м3. Кислоту вытесняли в пласт водным раствором ОП-7 (концентрация 0,1%) объемом 22 м3. Время выдержки кислоты в пласте сотавило 8 ч. Установить режим самоизлива в скважине не удалось, в связи с чем насосно-компрессорные трубы были приподняты и оставлены на глубине 900 м (для работы эрлифтом). На этой подвеске подъемных труб в скважине были проведены работы по возбуждению притока с помощью компрессора УКП-80.
По окончании лифтирования в скважине рост уровня жидкости прослеживали с помощью желонки.
Обработка пласта солянокислотным раствором не привела к изменению величины ранее полученного притока с помощью водного раствора ПАВ.
Закачкой в пласт 1 \т белого корунда должны были выяснить возможности вытеснения в пласт и размещения в микротрещинах шлифзерна корунда, поскольку такая операция в прошлом нигде не проводилась. В качестве несущей жидкости использовали нефтекислотную эмульсию состава: 12%-ная НС1 — 72%; дизельное топливо—18,5%; нефть с соседней площади Супса — 9,5%.
Давление при вытеснении шлифзерна корунда на устье скважины не превышало 180 кГ/см3-, по мере нагнетания рабочей жидкости оно снижалось. -
Процесс проводился двумя насосными агрегатами 4АН-700 и тремя насосными агрегатами 2АН-500 (рис. 70).
Эмульсия смешивалась с корундом пескосмесительными агрегатами ЗПА. Рабочие жидкости подавались двумя агрегатами ЦА-320М и одним агрегатом ЗЦА-400. Эмульсия готовилась в емкостях с помощью пружинных вибрационных смесителей СевКавНИИ.
Всего в пласт вытеснили 15 м3 нефтекислотной эмульсии, в том числе 11,3 м3 в смеси с твердым агентом (концентрация 90 кг/м3). Перед вытеснением в пласт корунда в качестве буферной жидкости закачали 20 м3 супсинской нефти ,й 2,2 м3 эмульсии.
Для проведения основного процесса было приготовлено 12,5 т смеси корунда 'с кварцевым песком и 153 ж3 нефтекислотной эмульсии вязкостью 140—180 спз того же состава, что и при опытной закачке корунда. В процессе участвовало два насосных агрегата 4АН-700, три насосных агрегата 2АН-500, один пескосмесительный агрегат ЗПА и манифольд 1БМ-700. К агрегату ЗПА присоединили нефтевоз, запол-
Рис. 70. Обвязка оборудования при введении в пласт 1 т корунда на скв. 4.
ненный нефтью. Остальная нефть, приготовленная для процесса, находилась в одном из отсеков чанов подающих агрегатов; вторые отсеки чанов заполнили технической водой. Подавали эмульсию из емкостей к пескосмесительному агрегату тремя агрегатами ЦА-320 и одним агрегатом ЗЦА-400; у каждой пары емкостей, обвязанных между собой, был установлен один подающий агрегат.
После закачки буферного слоя 3 ж3 нефтекислотной эмульсии, не останавливая закачку как в трубное, так и в затрубное пространство, одновременно вводили корундо-песчаную смесь.
В пласт вытеснили всего 96 ж3 нефтекислотной эмульсии и 12,5 т корундо-песчаной смеси. Нефтекислотную эмульсию продавливали нефтью объемом 22 ж3. Скважина после этого была оставлена 96 ч в покое, после чего работы по возбуждению притоков были возобновлены через штуцер диаметром 1 жж (установленный для плавного снижения давления и предотвращения выноса из трещин твердого агента).
Проверка забоя скважины показала, что закачанный в пласт твердый агрегат полностью сохранился в трещинах, и поэтому забой остался чистым (1910 ж).
Предстояло извлечь оставшуюся в пласте часть рабочей жидкости. Всего в пласт на разных этапах процесса было вытеснено около 275 ж3 различных рабочих жидкостей, в том числе: 415 ж3 нефтекислотной эмульсии; 14 ж3 водного раствора ПАВ ОП-7: 34 ж3 солянокислотного раствора замедленного действия, обработанного каталином и ОП-7; 65 ж3 технической продавочной воды; 45 ж3 нефти из супсинского нефтепромысла.
При режиме работы скважины самоизливом в течение трех суток установили, что дебит ее при этом режиме находится в пределах 292
2,0—2,8 ж3 сутки эмульсионной нефти. С целью определения максимального дебита скважины, при ее работе на 'компрессорном способе эксплуатации, в последующие трое суток была организована непрерывная работа компрессорной установки (табл. 31).
Таблица 31
Дата
Отбор, м4
Примечание
нефти
воды
6/IX
10,8
6,6
Работа компрессора 24 ч
7/IX
7,5
1,5
То же
8/IX
2,25
2,25
Работа компрессора 4,2 ч
9/IX
7,0
3,0
То же
Перед проведением процесса дебит скважины на режиме работы еамоизливом составил всего 10 л(сутки.
После обработки пласта наибольший дебит общей жидкости, полученной из скважины с помощью компрессора при его непрерывной работе в течение полных суток, достигал 17,5 ж3, в том числе эмульсионной нефти — 10,8 м\ воды — 6,7 м3.
Для проведения комплекса исследований в процессе глубокого расклинивания микротрещин были использованы следующие агрегаты и приборы: глубинная лебедка Азинмаш-11 в комплексе с глубинными приборами; станция АПЭЛ-64, обеспечивающая замер глубинным дебитомером (расходомером РГД-1М); манометры самопишущие СЦА-400 И др.
Ввиду слабого притока, установившегося в скважине после вскрытия пласта, от снятия кривой восстановления давления, индикаторной кривой и профиля притока по отдельным интервалам вскрытой части пласта отказались и приступили к определению давления раскрытия и времени смыкания трещин.
Время смыкания трещин при снижении давления от 145 до 120 кПсм3 составило всего 2 мин (см. рис. 40).
Снятие профиля притока по отдельным интервалам пласта производилось глубинным дебитомером РГД-1М, спускаемым со станции АПЭЛ-64. Отмечено всего два интервала притока: 1902,5—1902,9 м и 1906,3—1906,7 м, причем общая продукция скважины по раскрывшимся микротрещинам распределилась следующим образом: 70% продукции поступает через верхнюю группу микротрещин и 30% через нижнюю (см. рис. 44).
Во время проведения всех перечисленных операций по обработке пласта производился замер давления во времени, учет закачанной жидкости и производительности агрегатов и контроль за качеством применяемых рабочих жидкостей.
Давление во всех случаях замерялось образцовым показывающим и самопишущим манометрами. Учет закачанной жидкости осуществлялся в емкостях, а также хронометрированием работы агрегатов. Качество жидкости контролировалось доступными в промысловых условиях приборами: ареометром для определений удельного веса раствора соляной кислоты, вискозиметром марки СПВ-5.
В процессе вытеснения нефтекислотной эмульсии и корундо-песчаной смеси в пласт наблюдали за поведением давления на устье неработающей скв. 9, удаленной от опытной скв. 4 на расстоянии 220 м Результаты наблюдений позволили установить наличие между скважинами связи по пласту. Импульс давления был получен на скв. 9 через 30 мин от начала закачки рабочей жидкости в скв. 4.
Выполненные не со всей точностью расчеты показали, что упругая- продольная волна, образовавшаяся от прохождения нефтекислотной эмульсии, несущей по микротрещинам корундо-песчаную смесь, достигла устья, когда величина радиуса распространения смеси составила 120 м; из этого заключили, что в данном процессе происходит глубокое рас-
Рис. 71. Индикаторные кривые акв 4 Исследование скважины методом пробных откачек при работе на режиме самоизлива.Рис. 71. Индикаторные кривые акв 4 Исследование скважины методом пробных откачек при работе на режиме самоизлива.клинивание микротрещин.
Рис. 71. Индикаторные кривые акв 4 Исследование скважины методом пробных откачек при работе на режиме самоизлива.
Рис. 71. Индикаторные кривые акв 4 Исследование скважины методом пробных откачек при работе на режиме самоизлива.
После обработки пласта нефтекислотной эмульсией с закреплением третий корундо-песчаной смесью повторно' проводили снятие профиля притока.
Заполнение микротрещин твердым агентом произошло на тех же интервалах глубин, на которых фиксировался станцией приток до закрепления микротрещин, причем существенного перераспределения притока по продуцирующим интервалам, как видим, не произошло.
С окончанием работ по возбуждению притока в скважине повторно произвели исследование приемистости. В течение 7 мин в пласт вытеснили при непрерывной работе агрегата на третьей скорости 3 м3 водного раствора ОП-7 (0,1%-ной концентрации); при этом давление свыше 80 кГ^см2 уже не поднялось.
Произошли, таким образом, существенные изменения в характере коллекторских свойств пласта.
Исследовательские работы на скв. 4 завершили исследованием скважины ме тодом пробных откачек, при работе на режиме самоизлива, через штуцеры диаметром 3; 2,5; 1,7 мм (рис. 71) и определением давления пласта (табл. 32).
Отмечающийся ’на графике разброс точек находится в пределах
точности измерений продукции, которую в условиях разведочных площадей можно было достигнуть. В результате проведенной работы коэффициент продуктивности в скв. 4 почти с нулевого значения повысился и достиг 0,102 м3^сутки-ат.
Таблица 32
Диаметр штуцера , мм
Забойное давление, КПСМ^
Депрессия, кги»2
Дебит, ле3
общей жидкости
воды
нефти
3
206,5
26,5
2,8
2,0
0,8
2,5
208,5
24,5
2,3
1,8
0,5
1,7
2)3,5
19,5
2,0
1,4
0,6
Давление у забоя, определенное глубинным манометром, при нахождении скважины в покое в течение двух суток выше 233 кГ/см2 не поднялось. Очевидно, эта величина является конечным давлением подъема и ее с достаточным для практики приближением можно отнести к давлению пласта в точке ее измерения.
В данном эксперименте подтвердились основные для коллекторов трещинного типа теоретические положения, которые были получены ранее. Можно считать доказанным, например, что конструкция откры-
того эксплуатационного забоя в трещиноватых породах себя полностью оправдывает. Также оправдала себя конструкция скважины с установкой башмака эксплуатационной колонны в кровле пласта и ее цементирование, с подъемом цементного раствора до устья.
Цементная оболочка вокруг обсадной колонны сильно упрочняет скважину, как гидротехническое сооружение, и при правильном выборе марки стали и толщины стенок обсадных труб позволяет вести обработку пласта в скважине при высоких устьевых давлениях 1без применения пакера, что для разведочных площадей действительно очень важно. ।
Последующее за этим вскрытие пласта в обсадной колонне с долотом меньшего диаметра и промывкой забоя водным раствором ПАВ обеспечивает высокую чистоту вскрытия и сохранение естественной фильтрационной способности пласта.
Основные теоретические положения о смыкании и раскрытии микротрещин вертикального или близкого к нему направления, ^разгрузке» горного давления, раскрытии трещин у кровли, т. е. там, где расположены слои с породами, склонными к пластической Деформации, и ряд других снова подтвердились в этом эксперименте.
Но особенно важным результатом этого эксперимента следует 'считать установление связи пласта со скважиной, которое в отличие от поровых, в трещиноватых породах, как это теперь установлено, достигается лишь обработкой пласта методами ГРП или же глубоким расклиниванием микротрещин. В скв. 4 при вскрытии бурением сообщения с пластом, достигнуто, по существу не было; дебит нефти составлял всего лишь 10 л]сутки. И только после осуществления намеченных обработок пласта в ней был получен промышленный дебит.
Осуществленный в скв. 4 процесс позволил Доказать промышленную нефтеносность карбонатных отложений мезозойского возраста в Колхидской низменности, что открывает перспективу вовлечения их в промышленную разведку.
Уже в 1январе 1968 г., несмотря на неустановившийся режим работы (условия разведочной площади), отсутствие своевременного вывоза нефти и планово-предупредительных ремонтов, скваЖина выдала на поверхность около 3009 лг общей жидкости, в том числе до 1000 ж3 нефти. 1
БЕШКЕНТСКИЙ ПРОГИБ
КРАТКИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВЕДЕНИЯ
Территория на западе Узбекистана в тектоническом отношении приурочена к Амударьинской впадине, составной части эпигерцинской платформы. Геологическое строение рассматриваемой территории в достаточной степени изучено.
В строении осадочного чехла принимают участие кайнозойские и мезозойские отложения, из которых широко распространены осадки юрского возраста. Мощность юрских пород закономерно увеличивается в юго-западном направлении от Бухарской ступени к осевой части Амударьинской впадины.
В разрезе юрских отложений четко выделяются снизу вверх три комплекса отложений: терригенный, карбонатный и соленосный. Песчаные и песчано-глинистые толщи средней (частично нижней) юры отмечены на большинстве локальных структур на западе Узбекистана; к ним приурочен ряд залежей природного газа и нефти. Мощность отложений достигает 300—400 м.
Карбонатная толща верхней юры также широко распространена и имеет значительные мощности (на юго-западе Узбекистана свыше 500 му На западе Узбекистана трещиноватые и кавернозные разности келловей-оксфордских известняков повсеместно содержат залежи природного газа и нефти.
Мощные толщи сульфатно-галогенных осадков заканчивают разрез верхней юры. Обширный соленосный бассейн с востока и северо- востока ограничивается Бухарской ступенью. Соленосные отложения играют роль прекрасной покрышки для залежей газа и нефти в нижележащих продуктивных горизонтах верхней и средней юры.
В толще юрских пород выделяются три основных продуктивных горизонта: XVII, приуроченный к терригенным отложениям нижне- и среднеюрского возраста и представленный известковистыми песчаниками; XVI, XVa, XV, связанные с известняками верхней юры. Горизонт XVa залегает в средней части известняковой толщи верхнеюрских отложений и представлен рыхлыми мелоподобными известняками с прослоями плотных и кавернозных разностей. XV и XVI горизонты сложены плотными, крепкими, иногда трещиноватыми известняками, обладающими неравномерной, в целом слабой проницаемостью, обусловленной в основном их трещиноватостью.
ОПЫТНЫЕ РАБОТЫ НА ПЛОЩАДИ АЙЗАВАТ
Анализ материалов глубокого поискового и разведочного бурения на площадях этого района показывают, что методы вскрытия перспективных горизонтов бурением, крепление и испытание скважин, включая обработку призабойной зоны соляной кислотой, не полностью отвечали геолого-физическим условиям этого района.
При проходке мощной толщи подсолевых юрских отложений в качестве промывочной жидкости повсеместно применялся баритизирован- ный глинистый раствор с удельным весом 1,6—1,7 Г(см\ В результате длительного воздействия этого раствора на стенки скважины поры и естественные микротрещины закупоривались баритом и глинистыми частицами, вследствие чего в процессе испытания скважин возбуждения притоков в ряде случаев получить не удалось даже при значительном снижении забойного давления.
Аналогичный процесс закупорки пор и микротрещин мог происходить в процессе цементирования эксплуатационной колонны, который проводился при низких скоростях подъема цементного раствора. Крепление скважин во всем интервале юрских пород производилось одной эксплуатационной колонной; таким образом, верхнеюрские карбонатные отложения находились под воздействием глинистого раствора до момента завершения скважины бурением. Испытание скважины проводилось в обсаженном стволе, а для установления гидродинамической связи скважины с пластом применялась кумулятивная перфорация.
Ствол поисковой и разведочной скважины при вскрытии карбонатных пород верхней юры мог пройти на некотором удалении от развитой системы газоподводящих микротрещин и вскрыть зону массивных малопроницаемых известняков. В этих случаях применение обычной методики кислотных обработок призабойной зоны может вовсе не дать положительного результата. ।
При проводке скважины с целью сохранения естественной проницаемости и неподавления притоков из пласта необходимо отказаться от использования в качестве промывочной жидкости тяжелых барити- зированных глинистых растворов, а испытание скважин с конструкцией.
открытого эксплуатационного забоя производить с применением процессов обработки пласта по специальной методике.
Для проверки современной методики вскрытия пласта в пределах Бешкентского прогиба на западе Узбекистана была выбрана точка для бурения экспериментальной скв. 6 на площади Айзават, которую разместили на своде структуры (рис. 72) в 1 км восточнее скв. 2 этой же площади. В скв. 2 пласт вскрывался баритизированным раствором удельного веса 1,8 Г/см3. И, конечно, несмотря на полное осушение ствола }при опробовании XV горизонта в скважине притока получено не было.
Рис. 72. Структурная карта площади Айзават по кровле XV горизонта (трест Каршинефтегазразведка)./ — глубокие разведочные скважины; 2 — экспериментальная скважина.Рис. 72. Структурная карта площади Айзават по кровле XV горизонта (трест Каршинефтегазразведка)./ — глубокие разведочные скважины; 2 — экспериментальная скважина.
Рис. 72. Структурная карта площади Айзават по кровле XV горизонта (трест Каршинефтегазразведка).
/ — глубокие разведочные скважины; 2 — экспериментальная скважина.
Рис. 72. Структурная карта площади Айзават по кровле XV горизонта (трест Каршинефтегазразведка).
/ — глубокие разведочные скважины; 2 — экспериментальная скважина.
Для вскрытия XV горизонта в скв. 6 рекомендовался раствор следующего состава: вода—1 лг1; глина — 350—400 кг; КМЦ — 4—5 кг; ОП-7—3—4 кг; Na2CO3 — 5 кг. При этом раствор должен был иметь следующие показатели: удельный вес 1,2 Г/см3; вязкость 80—120 спз; водоотдача по ВМ-6 7—10 мл; поверхностное натяжение фильтрата на границе с воздухом 40—45 эрг}см2.
Однако в процессе бурения этой скважины была ^выявлена возможность вскрытия пласта 0,2%-ным водным раствором ОП-7 удельного веса 1 Г[см3 без использования в растворе твердой фазы. Промывкой забоя водным 'раствором ОП-7 вскрыли за один рейс продуктивный интервал пласта.
В процессе вскрытия этого интервала в скважине самопроизвольно возникли притоки природного газа, количество которого достигало 4— 5 тыс. м3/сутки.
Вскрытие пласта в скв. 6 с промывкой забоя водным раствором ПАВ показало, что снижение проницаемости призабойной зоны, которое обычно наблюдалось при использовании утяжеленных растворов, не произошло. Дебит газа в скв. 6 оказался значительно выше, чем во всех других скважинах, пробуренных на этой площади. I
297:297:20 Г. Т. Овнатанов
297:
297:
выводы
Современные методы вскрытия и обработки пласта являются важной составной частью процессов испытания разведочных скважин.
С момента вскрытия пласта начинается его обработка. И она может сказаться положительно, если были приняты меры, которые обезопасили пласт от потери им своей природной фильтрационной способности и отрицательно, если такие меры не были приняты. Из этого следует, что сохранение продуктивных пород от потери ими йри вскрытии своей естественной проницаемости действительно обеспечивает полноценность испытания разведочных скважин и существенно снижает в них возможности пропуска промышленно ценных объектов.
В применяющихся методах разбуривания на новой площади геологического разреза с целью разведки на нефть и каз вместе с другими факторами нижеследующие положения должны быть приняты в качестве критерия правильного производства этих работ.
Испытание разведочных скважин согласно основному методологическому принципу разбуривания геологического разреза на разведуемой площади «снизу вверх» и одновременное опробование перспективных горизонтов сверху вниз должны обеспечить получение непосредственно при их бурении основных геолого-физических показателей пласта и физико-химических свойств насыщающих его жидкостей и газа.
В процессе вскрытия пласта вследствие падения напряжения в горной породе от массива к стенке скважины (депрессия в породе) возникают кольцевые сжимающие напряжения, в результате которых естественные микротрещины вертикальной или близкой к ней ориентации смыкаются и пласт теряет гидродинамическую связь со скважиной. Для раскрытия микротрещин и создания сообщения с пластом в коллекторах трещинного типа вместо перфорации применяется гидравлический (гидрокислотный) разрыв пласта единовременно по всей мощности разреза продуктивных пород или поинтервально. При этом трещины с помощью твердого агента фиксируются в открытом состоянии принудительно. I '
Методы и средства обработки пласта во всех случаях должны полностью учитывать физические условия и геологическое строение залежей нефти и газа, вовлекаемых в процессы разработки или опробования.
Рецептуру и состав промывочных и рабочих жидкостей, используемых в различных процессах вскрытия и обработки пласта, в каждом случае надо проработать в лаборатории специально, исходя из состава и свойств нефть- и газсодержащих пород и жидкостей, насыщающих пласт. При этом наиболее перспективным направлением в лабораторных исследованиях промывочных жидкостей следует считать исследования с целью разработки рецептур жидкостей с большим удельным весом, но не содержащих утяжелителя в отдельной фазе.
Выбор технологических схем обработки пласта и рецептуры кислот и ПАВ для коллекторов трещинного типа во многом зависит от характера рассеченности горных пород микротрещинами, направления развития их в массиве нефтегазохранилища, характера заполнения микротрещин и в особенности от вещественного состава, заполняющего трещину.
Добавками, стимулирующими положительные свойства жидкостей, используемых в процессах вскрытия и обработки пласта, являются водорастворимые, неионогенные (вскрытие и обработка) и катионактив- ные (обработка) ПАВ и высокоэффективные ингибиторы и другие 298
реагенты, при помощи которых сохраняется естественная проницаемость продуктивных дород, снижаются поверхностное натяжение и давление вытеснения рабочей жидкости в пласт, предупреждается *в пласте эмульсеобразование, создаются эмульсионные растворы и нефтекислотные эмульсии, сохраняется от коррозии промысловое оборудование и значительно эффективнее используется химическая энергия кислоты и ее очистные способности в пласте. Наконец, ими регулируются свойства рабочей жидкости, повышающие ее способность транспортировать по стволу скважин, доставлять и размещать в естественной или полученной искусственно трещине твердый агент. Во время обнажения продуктивных пород бурением ввиду раскрытия и смыкания трещин возможно заполнение их твердыми частицами, выпадающими в осадок из нестабильных растворов, а также выбуренной породой, диспергированной долотом. В связи с этим промывочные жидкости должны иметь высокую взвешивающую способность и особенно стабильность.
В центре проблемы процессов вскрытия и обработки пласта стоит, таким образом, широкая химизация этих процессов, применение в них ПАВ и других реагентов, служащих для приготовления промывочных и рабочих жидкостей с заданными заранее свойствами.
Контакт пласта с инородной жидкостью перед его опробованием необходимо ограничить лишь самыми сжатыми сроками, а пласт вскрывать с поддержанием большой чистоты у эксплуатационного забоя и в призабойной зоне.
Высокие скорости проходки, а также сокращение вспомогательных буровых операций особенно требуются при вторжении долота в ’слои с АВПД.
Образование эксплуатационного забоя в обсаженной скважине ставится в зависимость в первую очередь от способности снаряда, при помощи которого обнажается пласт, сохранить от повреждения конструкцию эксплуатационного забоя.
На разведочных площадях в обсаженной скважине обычно воздерживаются от вскрытия пласта торпедированием и применяют его лишь в самых крайних случаях. '
Основными конструкциями эксплуатационного забоя для трещинных коллекторов являются: конструкция открытого эксплуатационного забоя, а также тип конструкции, в которой ствол защищен обсадной колонной, но пласт обнажен осевыми щелями и горизонтальными каналами с помощью гидропескоструйного аппарата. '
Для закрепления микротрещин в коллекторах трещинного типа и в сверхглубоких скважинах следует употреблять зернистый материал из более прочного материала, чем кварцевый песок (стеклошарики, шлиф- зерно электрокорунда, корундо-песчаную смесь).
С ростом глубин залегания -нефть- и газсодержащих пород значительно увеличивается величина кольцевых напряжений, вызывающих общую деформацию и глубокое механическое перерождение структуры породы у стенок скважины. Поэтому с самого начала бурения на глубокие горизонты (3000 м и более) следует заранее готовиться к процессам ГРП, ГКРП и глубокому расклиниванию микротрещин не столько с целью интенсификации притоков, как в первую очередь для образования в разведочной скважине первичной гидродинамической связи с пластом и возбуждения промышленных притоков нефти или природного газа. Именно вследствие смыкания трещин и возможности пропуска промышленно ценных объектов процессы вскрытия пласта этими методами должны осуществляться не только после окончания бурения скважин, но и с помощью надувных пакеров и пакеров двойного замыкания непосредственно в ходе буровых работ. ;
Для полноценного гидродинамического сообщения скважины с
пластом в коллекторах трещинного типа возникает необходимость искусственно увеличить живое сечение сети газонефтеподводящих каналов, образующих дренажную систему пласта, а также соединить каналом связи скважину с источником питания. 1
Для этого разработан и экспериментально проверен метод глубокого расклинивания микротрещин, который позволяет: а) на большом удалении от стенок скважин охватить обработкой разветвляющуюся сеть микротрещин, в сотни раз увеличить их ширину и живое сечение и значительно расширить общую площадь дренирования пласта, когда скважина в продуктивной толще пересекла область с высокочастотной трещиноватостью; б) достигнуть зон с интенсивной трещиноватостью и расширить источники питания, если ствол скважины пересек продуктивный интервал, но оказался на некотором удалении от зон высокочастотной трещиноватости. 1
В геологоразведочной работе на нефть и газ рекомендованы два этапа обработки пласта, следующие один за другим непосредственно или же выполняемые каждый в отдельности совершенно самостоятельно:
большеобъемный процесс обработки (соляной кислотой, препарированной ингибитором В-2), которым достигается начальное возбуждение притока нефти (газа) из пласта;
процесс глубокого расклинивания микротрещин (с использованием прочного зернистого материала и гидрофобной или гидрофильной эмульсии с установленным для нее временем расслоения), служащий для последующего интенсифицирования притока, полученного ранее.
В технологии обработки пласта самым важным показателем процесса является скорость, с которой в пласт вытесняется рабочая жидкость.
При высоких скоростях:
стенки трещин очищаются, отмываясь движущимся потоком от пленок нефти, что значительно увеличивает площадь контакта кислоты с породой;
реакционное действие кислоты, распространяясь на большое протяжение от стенок скважин, расширяет сеть дренажной системы пласта;
равномерно распределяется и хорошо размещается по всей сети трещин твердый агент;
растет сопротивление в вышележащих трещинах, в которых движется поток, в связи с чем последовательно раскрываются нижележащие трещины. Увеличивается поэтому общая мощность пласта, охваченная обработкой;
благодаря принудительной конвекции возникает наиболее интенсивная диффузионно-кинетическая реакция кислоты с породой.
Принудительная конвекция создается также с помощью вибратора или же подвижками кислотного раствора, когда он находится в пласте в состоянии относительного покоя.
Наконец, для предупреждения выпадения осадков отработанная жидкость удаляется из пласта спять же на форсированных режимах.
Основным условием вскрытия пласта с аномально высокими давлениями является выявление впереди забоя бурящейся скважины (с помощью геологических методов АВПД [2]) возможного возникновения аварийно открытого фонтанирования и оперативное применение эффективных средств его предотвращения в самом начале его возникновения.
Перспективным направлением в этой области 'является автоматизация процессов вскрытия пласта и чувствительное приспособление забойного давления к сложным, беспрерывно меняющимся при проходке геологическим условиям разреза. I
В настоящее время существующими средствами автоматики и телемеханики можно с поверхности поддерживать заданное у забоя давление, отвечающее технологическим особенностям процесса вскрытия продуктивной толщи и ее геологическим условиям. Правильным определением величины этого давления и физико-химических свойств промывочного агента будет, наконец, решена наиболее трудная фундаментальная задача всей проблематики 'вскрытия и обработки пласта — обезопасить вскрываемый пласт от потери им своих естественных фильтрационных свойств. ।
ЛИТЕРАТУРА
^ 1. Абдулин Ф. С. Расслоение девонского продуктивного пласта при контурном заводнении. Нефт. хоз., № 1, 1958.
Аникиев К. А. Аномально высокие давления в нефтяных и газовых месторождениях. Изд-во «Недра», 1964.
Антонов Д. А. Экспериментальное определение коэффициента сжимаемости песков. Труды УфНИИ, вып. 2, 1957.
Аширов К- Б. Трещиноватость коллекторов месторождений Куйбышевского Поволжья. Геология и разведка нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1961.
Б а б а л я н Г. А. и др. Физико-химические основы применения поверхностно- активных веществ при разработке нефтяных пластов. Гостоптехиздат, 1962.
Бабалян Г. А. Вопросы механизма нефтеотдачи. Азнефтеиздат, 1956.
Беликов В. П. Упругие константы породообразующих минералов и влияние их на упругость горных пород. Сборник АН СССР, ИГЭМ. Физико-механические свойства горных пород Изд-во «Наука», 1964.
Бортницкая В. М. К методике исследования трещиноватых пород палеогена Предкарпатья. Труды Всесоюзного совещания по трещиноватым коллекторам нефти и газа. Гостоптехиздат, 1961.
Булатов А. И. Цементы для цементирования глубоких скважин. Гостоптехиздат, 1962.
Бурштар М. С., Машков И. В. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа. Гостоптехиздат, 1963.
Б а л е з и н С. А., П о д о б а е в Н. И., Гликина Ф. Б., Курбанов Ф. К. Ингибиторы для соляно-кислотных обработок нефтяных скважин с высокими забойными температурами. Нефт. хоз., № 3, 1964.
Васильев Ю. Н. Механизм расширения трещин при гидроразрыве в карбонатных коллекторах. Нефт. хоз., № 6, 1958.
Викторин В. Д. Особенности строения карбонатных коллекторов нефти. Геология нефти и газа, № 11, 1964.
Гаврилкевич К. В. Некоторые вопросы изучения трещин месторождений. Нефт. хоз., № 6, 1960.
Гаврилкевич К. В. Новый метод образования трещин в нефтяных пластах — метод переменных давлений. Вопросы геологии, бурения скважин и добычи нефти. Труды ГрозНИИ, вып. 3. Гостоптехиздат, 1958.
Г а з я н Г. С. Основы рациональной методики вскрытия и испытания пластов в процессе бурения разведочной скважины. Геология нефти и газа, № 1, 1962.
Гейм ан М. А., Фридман Р. А. Вытеснение ромашкинской нефти из несцементированных песков при низких температурах. Труды института нефти, т. XI. Сер. Нефтепромысловое дело. Изд-во АН СССР, 1958.
Гейм ан М. А. и др. Кислотная обработка призабойной зоны пласта с применением вибрации. Нефт. хоз., № 9, 1962.
Герсеванов Н. М. Основы динамики грунтовой массы. ОНТИ, 1937.
Г м и д Л. П. Некоторые данные о влиянии литологических факторов на коллекторские свойства трещиноватых пород. Труды Всесоюзного совещания по трещинным коллекторам нефти и газа. Гостоптехиздат, 1961.
Временная инструкция по гидропескоструйному методу перфорации и вскрытию
пласта. М., 1967. Министерство нефтедобывающей промышленности. Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт (ВНИИ).
Григорян А. М. Руководство по вскрытию нефтеносных пластов многозабойными скважинами. Изд-во «Советская Кубань», Краснодар, 1958.
Григорян Н. Г. и др. Прострелочные и взрывные работы в скважинах. Гостоптехиздат, 1959.
Губкин И. М. Тектоника юго-восточной части Кавказа в связи с нефтеносностью этой области. ОНТИ, НКТИ СССР, 1934.
Г у д о к Н. С. Фильтрационные свойства малопроницаемых горных пород. Геология нефти и газа, № 11, 1960.
Демьянова Е. А. Физико-химические основы применения поверхностноактивных промывочных жидкостей для вскрытия пласта. Гостоптехиздат, 1963.
Добрынин В. М. Физические свойства нефтегазовых коллекторов в глубоких скважинах. Изд-во «Недра», 1965.
Дорофеева Т. В. Основные результаты изучения трещиноватости пород девона Южно-Минусинской впадины. Труды Всесоюзного совещания по трещинным коллекторам нефти и газа. Гостоптехиздат, 1961.
Ж е л т о в Ю. П. Об определении ориентации трещин, образующихся при гидравлическом разрыве пласта. НН и ГТ. Сер. Нефтепромысловое дело, № 10, ГОСИНТИ, 1961.
Желтов Ю. П., Христианович С. А. О гидравлическом разрыве нефтеносного пласта. Изв. АН СССР. Отделение технических наук, № 5, 1955.
Измайлов Л. Б. Смятие обсадных колонн при бурении скважины в 'сложных геологических условиях. Пути совершенствования технологических режимов глубокого бурения. ВНИИОЭНГ, 1965.
К а л а ч е в а' В. Н. Изучение трещиноватости пород нижнего кембрия, как метод выделения нефтегазоносных горизонтов в условиях Иркутского амфитеатра. Труды Всесоюзного совещания по трещинным коллекторам нефти и газа. Гостоптехиздат, 1961.
К о т я х о в Ф. И. Влияние капиллярных сил на приток нефти из пласта при вводе скважин в эксплуатацию. Автореферат диссертации, 1950.
К о т я х о в Ф. И. Современное состояние проблемы освоения скважин. Неф- тяная промышленность СССР, №6, 1941.
Кот я хов Ф. И. Влияние воды на приток нефти при вскрытии пласта. Гостоптехиздат, 1949.
К о т я х о в Ф. И. Приближенный метод определения запасов нефти в трещиноватых породах. Нефт. хоз., № 4, 1956.
Котяхов Ф. И., Серебрянников С. А., Щербакова!. В. Определение физических-параметров трещиноватых коллекторов с использованием глубинного фотографирования стенок скважин. Нефт. хоз., № 5, 1961.
Коцеруба Л. А., Овнатанов Г. Т., Горо ян В. И. Влияние внешнего давления на гранулометрический состав природных и искусственных песков. Нефтепромысловое дело, НТС, № 4, ВНИИТЭНефтегаз, 1965.
Кривоносов И. В. Некоторые результаты исследования прочности цементного кольца между интервалами перфорации. Научно-тематический сборник «Опыт одновременной раздельной эксплуатации». ЦНИИТЭНефтегаз, М, 1964.
К у з н е ц о в Г. Н. Механические свойства горных пород. Углетехиздат, 1947.
Кузьмичев Д. Н.. Тосунов Э. М. Изменение проницаемости прифильт- ровой зоны пласта в процессе эксплуатации скважин. Нефт. хоз., №4, 1961.
Ку саков М. М., Гудок Н. С. Влияние внешнего давления на фильтрационные свойства нефтьсодержащих пород. Нефт. хоз., № 6, 1958.
. Леворсен А. И. Геология нефти. Перевод с англ. М. А. Геймана, под редакцией акад. С. И. Миронова. Гостоптехиздат, ,1958.
Л о г и н о в Б. А. Изучение поверхностно-активных веществ для целей интенсификации добычи нефти. Труды УфНИИ, вып. 16, 1960.
Л о г и н о в Б. Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. Изд-во «Недра», 1966.
Л ю т и н Л. В., Бур дынь ,Т. А. Сравнительные исследования различных препаратов для восстановления проницаемости призабойной зоны. Применение поверхностно-активных веществ в нефтяной промышленности. Гостоптехиздат, 1960.
Максимович Г. К- О подсчете запасов нефти в трещиноватых коллекторах. Геология нефти, № 3, 1958.
Марморштейн Л. М. Влияние горного давления на физические свойства горных пород. Труды НИИ 'геологии Арктики, т. 132, вып 4, 1962.
М е л и к - А с л а н о в Л. С., Сидоров С. А. Гидропескоструйный метод перфорации скважин и вскрытие пласта. Азернешер, 1964.
Мелик-Па шаев В. С. О методике промышленной разведки нефтяных залежей платформенных областей. Геология нефти и газа, № 7, I960.
Меркулов А. В. О строении и условиях формирования залежей (нефти в верхнемеловых известняках месторождения Карабулак-Ачалуки. Труды Всесоюзного совещания по трещинным коллекторам нефти и газа. Гостоптехиздат, 1961.
Минин А. А., Чефранов К. А. Вскрытие продуктивных горизонтов с местной промывкой забоя. Гостоптехиздат, 1961.
Минхайров К- Л. Временная инструкция по применению растворов на нефтяной основе при бурении скважин. Инструкции по вопросам применения промывочных жидкостей для бурения скважин, вскрытия продуктивных пластов и борьбы с поглощениями. Уфа, 1966.
Мих алев ич В. И., Пеленичка Л. Г. Обработка призабойной зоны скважин неионогенным поверхностно-активным веществом с растворителем. Нефтепромысловое дело, № 12, ВНИИОЭНГ, 1966.
М о н ч а к Л. С. Новые данные о коллекторских свойствах пород разреза месторождения Долина. НН и ГТ. Сер. Геология, № 5, 1961.
Муш ин А. 3., Сел юн ин а Т. Н. Асфальтит как высокоэффективная добавка к нефти для приготовления слабофильтрующихся жидкостей разрыва и песконо- сителя. НН и ГТ, № 11, 1961.
Муш ин А. 3. и др. Многократный гидравлический разрыв с применением капроновых шариков. ННТ, № И, 1961.
Н а д а и А. Пластичность и разрушение твердых тел. ИЛ, 1954.
Н е ч а й А. М. Вопросы количественной оценки вторичной пористости карбонатных трещинных коллекторов. Прикладная физика, вып. -38. Гостоптехиздат, 1964.
Овнатанов Г. Т. Избирательная перфорация. Нефт. хоз., № 8, 1956.
Овнатанов Г. Т. Несколько замечаний по вопросам гидравлического разрыва пласта. Теория и практика гидравлического разрыва пласта. Материалы Всесоюзного совещания. Гостоптехиздат, 1957.
Овнатанов Г. Т. Некоторые усовершенствования технологии нефтедобычи в связи с внедрением гидравлического разрыва пласта. Обработка призабойной зоны скважин. Труды ВНИИ, вып. XVI. Гостоптехиздат, 1958.
Овнатанов Г. Т. Вскрытие пласта и освоение скважин. Гостотехиз- дат, 1959.
Овнатанов Г. Т.. Золотов А. Н., Никурадзе Г. Н. Глубокое расклинивание микротрещин на Западно-Чаладидинской площади. Геология нефти и газа, № 7, 1968.
Овнатанов Г. Т. Новые данные о свойствах коллекторов трещинного- типа. НН и ГТ. Сер. Нефтепромысловое дело, № 11, 1962.
Овнатанов Г. Т. Экономические преимущества применения корунда при гидравлическом разрыве пласта. НН и ГТ. Сер. Нефтепромысловое дело, № 6, 1965.
Овнатанов Г. Т., С а л о хи н Е. Я., Руппенейт К. В., Ле с и к Н. П„ Определение пригодности песков для гидравлического разрыва пласта. Нефт. хоз, № 3, 1957.
Орнатский Н. В. Механика грунтов. Изд-во МГУ, 1962.
Орудже в С. А. Нефтедобывающая промышленность Ирана. ЦНИИТЭНеф- тегаз, 1965.
Перников М. Ш. О характере зависимости между проницаемостью, общей и физической пористостью горных пород. Геология нефти и газа, № 1, 1962.
Перькова Я- Н. Трещинные коллекторы нижне-кембрийских отложений- Иркутского амфитеатра. Труды Всесоюзного совещания по трещинным коллекторам нефти и газа. Гостоптехиздат, 1961.
П е с л я к Ю. Н. Поведение глин при бурении и эксплуатации скважин. Нефт. хоз., № 11, 1960.
Подобаев Н. И., Б а л е з и н С. А. Ингибиторы коррозии стали в соляной кислоте. Нефтепромысловое дело, № 4, ВНИИОЭНГ, 1968.
Подобаев Н. И., Курбанов Ф. К. Ингибиторы для солянокислотных обработок нефтяных скважин с высокими забойными температурами. Нефт. хоз.г № 7, 1965.
П о л я к о в Г. А., Овнатанов Г. Т. Применение пескоструйного снаряда при испытании разведочных скважин. ЦНИИГЭИНефтегаз. Бурение, № 1, 1963.
П о л я к о в Г. А., Овнатанов Г. Т. Роль пластических пород в разрезе- нефтяных и газовых месторождений. Бурение, № 1, 1968.
П р и т у л а Ю. А. и др. Пути практического решения проблемы нефтегазоносности юга Сибирской платформы. Геология нефти, № 4, 1958.
Путкарадзе Л. А., Степанян Л. И. Применение радиоактивного марганца-52 для исследования скважин. НН и ГТ. Нефтепромысловое дело, № 2, 1967.
П р о з о р о в и ч Э. А. Плотность глинистых пород в связи с особенностями тектонического строения. Геология нефти и газа, № 9, 1962.
Ребиндер П. А. Поверхностно-активные вещества и их применение. Химическая наука и промышленность, т. IV, 5, 1959.
Ребиндер П. А. Поверхностно-активные вещества. Изд-во «Знание», 1961.
Ребиндер П. А., Поспелова К- А. Современные представления об устойчивости, образовании и разрушении эмульсий и методы их исследования. Вступительная статья к книге Клейтона В. «Эмульсии, их теории и технические применения». ИЛ, 1950.
Ребиндер П. А., Ш р е й н е р Л. А., Ж и г а ч К. Ф. Понизители твердости в бурении. Изд-во АН СССР, 1944.
Р о д ж е р с В. Ф. Промывочные жидкости для бурения нефтяных скважин. Гостоптехиздат, 1960.
Руппенейт К- В. Механические свойства горных пород. Углетехиз- дат, 1956.
Руппенейт К. В. Давление и смещение горных пород в лавах полого падающих пластов. Углетехиздат, 1957.
Руппенейт К. В., Либерман Ю. М. Введение в механику горных пород. Гостоптехиздат, 1960.
Р у ч к и н А. В. и др. Некоторые вопросы изучения трещиноватых коллекторов методами промысловой 'геофизики. Труды II Всесоюзного совещания по проблеме трещинных коллекторов. Изд-во «Недра», 1965.
С а в и н Г. Н. Влияние крепления на распределение напряжений вокруг узких подземных горных выработок. Давление горных пород на крепление вертикальных шахт. Записки института горной механики. АН УССР, № 5, 1945.
С а в и н Г. Н. Концентрация напряжений около отверстий. Гостоптехиздат, 1951.
Сеид-Р за М. К., Гурбанов С. Г. Об изменении давления на стенки скважины при вращении бурильных труб. Азерб. нефт. хоз., № 4, 1957.
Сергеев Е. М. К вопросу о природе механической прочности. Ученые записки, МГУ, вып. 133, кн. 1, 1949
Сидоровский В. А. Промышленный эксперимент опробования скважин в Западно-Сибирской 'низменности. Нефт. хоз., № 4, 1963.
С м е х о в Е. М. Закономерности развития трещиноватости горных пород и трещинные коллекторы. Гостоптехиздат, 1961,
С м е х о в Е. М Проблема трещинных коллекторов нефти и газа и состояние ее изученности в СССР. Труды Всесоюзного совещания по трещинным коллекторам нефти и газа. Гостоптехиздат, 1961.
С м е х о в Е. М., Г м и д Л. П., Ромашева М. Г. и др. О методике исследований трещиноватых пород и 1 их коллекторских свойств. Геология нефти, № 3, 1958.
С м е х о в Е. М., Горюнов И. И., Ромм Е. С. Опыт методических исследований трещинных коллекторов нефти и газа и пути их практического применения. Гостоптехиздат, 1959.
Т а у б м а н А. Б. Физико-химические основы смачивающего действия поверхностно-активных веществ. Химическая наука и промышленность, т. IV, 5, 1959. Труды Всесоюзного совещания по трещинным коллекторам нефти и газа. Гостоптехиздат, 1961.
Терца г и К. Теория механики грунтов. Госстройиздат, 1961.
- 100. Тимченко И. П. Характеристика физико-механических свойств некоторых кварцевых пород. Сборник АН СССР, ИГЭМ. Физико-механические свойства горных пород. Изд-во «Наука», 1964.
То сунов Э. М. Временная инструкция по технологии солянокислотных обработок в скважинах мезозойских отложений Чечено-Ингушетии. СевКавНИИ. Грозный, 1966.
Ю2._Т.ргофим_ук А. А. К вопросу об оценке емкости трещиноватых нефтяных коллекторов/ Нефт. хоз., № 7, 1955.
Трещинные породы и их коллекторские свойства (методы исследований). Сборник статей под общей редакцией Е. М. Смехова. Гостоптехиздат, 1958.
Усачев П. М„ Лесик П. П., О в натанов Г. Т. и др. Гидравлический разрыв пласта с подземным исследованием зоны разрыва. Нефт. хоз., № 5. Гостоптехиздат, 1958.
Христианович С. А. Теоретические основы гидравлического разрыва нефтяных пластов. V Международный нефтяной конгресс. Т. II. Гостоптехиздат, 1961.
X р и с т и а н о в и ч С. А., Желтов Ю. П. Образование вертикальных трещин при помощи очень вязкой жидкости. IV Международный нефтяной конгресс. Т. III. Гостоптехиздат, 1956
Христианович С. А. и др. О механизме гидравлического разрыва пласта. Нефт. хоз., № 1, 1958.
Ч о ч и а Н. Г. Геологическое строение Минусинских межгорных впадин и перспективы их нефтегазоносности. Гостоптехиздат, 1958.
Чумаков С. А. Новый метод перфорации скважин Нефт. хоз., № 8, 1961.
НО. Чухаров Ф. В. Коллоиды в земной коре. Изд-во АН СССР, 1955.
Шаньгин А. II., Изюмова А. М. Обобщение опыта применения гидравлического разрыва пласта на промыслах Грознефти и пути повышения его эффективности. Труды ГрозНИИ, вып. 16. Гостоптехиздат, 1963.
Шерман Д. И. Упругая полуплоскость с прямолинейными разрезами. ДАН СССР, т. 26, № 7, 1940.
Шрейнер Л. А., Петрова О. Я,. Якушев В. П. и др. Механические и абразивные свойства горных пород. Гостоптехиздат, 1958.
Щелкачев В. Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. Гостоптехиздат, 1959.
Э ф и ш е в А. М. К вопросам технологии кислотных обработок нефтяных и нагнетательных скважин. Сборник «Обработка призабойной зоны скважин». Труды ВНИИ, вып. XVI. Гостоптехиздат, 1958.
Я к у ш е в В. П., Смирнов Н. В. Результаты экспериментальных исследований по уплотнению и цементации песчаных коллекторов. Изд-во «Наука», 1964.
Я тр о в С. Н. Промывочные растворы в бурении скважин. Гостоптехиздат, 1960.
Ятров С. Н. Бурение на водных растворах. Гостоптехиздат, 1957.
Barron A. N., Hendrickson A. R., Wieland D. R. The effect of flow on acid reactivity in a carbonate fracture J. Petrol. Technol, 14, p. 409—415, 1962.
Bleakley W. B. CO2 — a new shot in arm for acid, frac jobs. Oil and Gas J„ v., 60, No. 41, 1962, p. 92—94, 96—97.
Brandt H. Astudy of the Speed of Sound in Porous Granular Media. Journal of Applied Mechanics, vol. 22. No. 4, 1955, p. 479—486.
Burdyn R. F., Winer L. D. That new drilling fluid forhat holes. Mines Mag. Oil and Gas J., vol. 46, No. 11, 1956, p. 139, 142.
Burris P. B. How to Boost Production by Removing Water Blocks. World Oil, v. 146, No. 11, 1958.
Cardwell W. T. Pressure Changes in Drilling Wells caused by up—down pipe movement. Oil and Gas J., v. 52, No. 12, 1953, p. 274, Bibi, llrefs.
Clare J. B., Fast C. R., Howard T. C. Multiple Fracturing Process for Increasing the Productivity of Wells. Drilling and Production Practike, 1952,
G 1 a s о n С. E., W a у n e F., Hower. Removal of Flow Restrictions in Well Complections. Nature and causes of permeability blovks and their reduction. Petrol Eng.: v. 25, No. 8, 1953, p. 47, 48, 51.
Davin M. Etude sur la compression d’un milieux granuler Paris. Eyrolles LTnstitut Technique du Batime et de traveaux publique. Cahiers de la Recher No. 14, 1962.
Fatt I. The Effect of Overburden Pressure — on Relative Permeability. Trans AIME, v. 198, 1953.
Fatt I. Compressibility of Sandstones at Low to Moderate pressures. Bull. Amer. Assoc. Petrol Geol. v. 42, No. 8, August, 1958, np. 1924—1957.
Foster G. Z., Oakes B. D., Kucera С. H. Acetylenie corrosion inhibitors. «Industry and Eng. Chem.», v. 51, No. 7, 1959, p. 825—828.
Grittendon В. C. The Mechanics of Design and Interpretation of Hydraulic Fracture Treatments. Petroleum Technology, v. 11, No. 10, 1959.
Henderson J. K. Increase Fracturing Efficiency Petroleum Engineer, v. 28, No. 9, VIII, 1956.
Hendrickson A. R. Engineered Guide for Planning Acidijing Treatments Based of Specific Reservoir Characteristic. Petrol. Technol., No. 11, I960.
Hendrickson A. R., Hurst R. E., Wieland D. R. Engineered guide for planningacidizing treatments based on spezific reservoir characteristics. J. Petrol. Technol. v. 12, No. 2, 1960. Petrol. Tran. ALME, 16—23.
H о 11 H. N. Compressibility of Reservoir Rocks. Petroleum Development and Technology, v. 198, 1953, p. 308.
306
Kastrop I. E. New Fracture Propping Process Uses Aluminium Pellets. Petroleum Engineer, v. 32, No. 12, XI, 1960.
Kaufman M. I. Well Stimulation by Fracturing. Petroleum Engineer, v. 28, No. 10, IX, 1956.
Miller G. Oil base drilling Fluids. Third World Petrol. Congress. Leiden, 1951, p. 320—350.
Nowak T. I., Krueger R. F. The effect of mud filtrates and mud particles upon the permeabilitis of cores. Part. 1. World Oil, VII, v. 133, No. X, 1951, p. 125, 126, 130.
R i x e F. H., Fast C. R., Howard G. C. Selecting propping agents for hydraulic fracturing. Oil week, v. 15, No. 1, 1964, p. 92, 95—100, 102.
Rugg F. E. Deer Well acidizing. «Petroleum Engineer», v. 25, No. 7, 1953, p. 68, 69.
Ross C. S., Hendricks S. B. Minerals of the Montmorillonite group. Their Origin and Relation to Soils and Claus USGS Prof. Paper, 205-B, 1945.
Salle W. L., Rugg F. E. Artificial Formation Fracturing in Sonthern Oklahoma and North Central Texas. Bull. Amer. Ass. Petrol. Geologists, XI, v. 37, No. 11, 1953.
Pellets improve fracturing Oil and Gas. J. v. 60, No. 18, april 30, 1962, p. 54.
Reynolds J. J., Scott J. B„ Popham J. L., Coffer H. F. Hydraulic Fracture—Field Test to Determine Areal Ewtent and Orientation. J. Petroleum Technology, v. 13, No. 4, 1961, IV, p. 371—^376; 4 ill., bibl. 14 refs.
ОГЛАВЛЕНИЕОГЛАВЛЕНИЕ
ОГЛАВЛЕНИЕ
ОГЛАВЛЕНИЕ
Стр.
Предисловиеv;3
Введение ..6
Глава I, Физические свойства нефтегазоносного пласта. Механические явления в горной породе 10
v §1.Горное давление .И
и §2.Пластовое давление13
и §3.Распределение горногодавления междукаркасомпластаи пластовой жидкостью16
u §4.Коллекторские свойства горных пород19
v §5.Механические свойствагорных пород;.;22
v §6.Нарушение равновесияв пласте в связисеговскрытием..28
Задача онапряженияхна стенке скважины .29
Призабойноенапряжение31
Глава II. Предпосылки к процессам вскрытия и обработки пласта .... 34
Основные определения—
Выделение границ объекта35
Роль гидродинамических исследований39
Методические вопросы геологоразведочныхработ40
Требования, предъявляемые к конструкцииразведочных скважин . 44
Диаметр разведочной скважины48
Глава III, Трещиноватые породы. Коллекторы трещинного типа .52
Общая характеристика трещиноватости—
* §2. Особенности коллекторов трещинного типа:58
^ § 3. Раскрытость микротрещин в природных условиях . Емкость микротрещин 63
^ § 4. Перемещения на контуре скважин. Смыкание микротрещин .. 67
. Критерий выделения коллекторов трещинного типа75
v § 6. Проблема полезной емкости. Гидродинамическое совершенство. Мо
дели нефтегазонасыщенности пласта и условия возникновения притоков78
Гл а в а IV. Физико-химические явления при вскрытии и обработке пласта .. 84
v§1.Адсорбция, смачиваниеи вытеснение85
2.Отложение в трещинахкристаллов каменной соли91
Набухание глин92
Вытеснение в пласт глинистого раствора95
Эмульсеобразование97
Глава V. Поверхностно-активные вещества (ПАВ) и препараты (без свойств ПАВ) в процессах вскрытия и обработки пласта101
Общие положения—
Назначение ПАВ и их характеристикаЮЗ
Водорастворимые ионогенные ПАВ.107
Водорастворимые неионогенные ПАВПО
Нефтерастворимые ПАВ ....111
Ингибиторы, стабилизаторы, эмульгаторы, реагенты112
Глава VI. Промывочные жидкости для вскрытия пласта122
Промывочные жидкости на нефтяной основе (РНО) .... —
Естественные водные суспензии (ЕВС)126
Удельный вес промывочной жидкости127
Утяжеленные глинистые растворы130
Самопроизвольные притоки и поглощения134
Основные положения для выбора промывочных жидкостей ..135
Глава VII. Вскрытие пласта и образование эксплуатационного забоя ...138
Перфорация пулевыми и кумулятивными перфораторами ...—
Выбор методики перфорации для поровых коллекторов.139
Выбор средств перфорации для поровых коллекторов.144
Торпедирование146
Конструкция эксплуатационного забоя148
Вскрытие пласта гидропескоструйным аппаратом151
Вскрытие переменными давлениями154
V § 6.Вскрытие пласта в условиях АВПД155
Вскрытие и одновременное опробование на стационарных режимах 159
Глава VIII. Рабочие жидкости в процессах обработки пласта162
Рабочие жидкости в подготовительных операциях—
Соляная кислота—
Солянокислотные растворы164
Глинокислотные растворы168
Дозировочное соотношение компонентов рабочей жидкости . 172
Жидкость-носитель твердого расклинивающего агента ....173
Нефтекислотные эмульсии174
Глава IX. Зернистые материалы для закрепления трещин178
О прочности кварца179
Лабораторные испытания стеклошариков, кварцевого песка и зерен электрокорунда180
Испытание стеклошариков напрессах181
Испытание кварцевого пескаи корунда182
Влияние высоты слоя исследуемой среды186
Изменения диаметра зерна—
Изменение содержания фракций <0,4 дин в зависимости от давления187
Сопоставление изменений гранулометрического состава ко
рундов и фракций 0,7—0,4 мм волгоградского песка . 188
Исследование смесей пескаи корунда —
Другие зернистые материалы190
ГлаваХ. Подготовительные работы к обработке пласта. Операции с без разрывными давлениями192
Отбор естественных микротрещин—
Классификация процессов194
Чистота в процессах195
Удаление со стенок глинистой корки197
Обработка эксплуатационного забоя198
Определение давления раскрытия ивременисмыкания микротрещин 199
Химические реакции и физические явленияв пласте201
Влияние естественных факторов на химическую реакцию. 201
Удаление из пласта отработанных жидкостей и продуктов реакции204
Технология обработок с без разрывными давлениями206
Обработка кислотными растворами—
Обработка пресной водой и водными растворами ПАВ . 209
Промывка микротрещин углеводородными растворами . 210
Глава XI. Обработка (вскрытие) пласта разрывом214
V§ 1. Гидравлический разрыв пласта (ГРП)215
Давление разрыва216
Ширина, поверхность и объем единичной трещины .. 221
Поинтервальное вскрытие пласта в открытом стволе ГРП 223
Размещение твердого агента в трещине226
^§ 2. Гидрокислотный разрыв пласта (ГКРП)228
^ § 3.Глубокое расклинивание микротрещин (ГРМ)231
Физические явления, замеченные в процессе232
Пути разработки метода глубокого расклинивания микротрещин 234
Большеобъемные солянокислотные обработки238
Определение расхода кислоты240
Глава XII. Экспериментальные исследования .........244
Юг Сибирской платформы (Иркутский амфитеатр) .... 245
Краткие геологические сведения245
Сведения о трещиноватости пород247
Опытные работы на Атовской площади249
Минусинская котловина252
Краткие геологические сведения252
Сведения о трещиноватости пород:256
Опытные работы на Быстрянской и Ново-Михайловской площадях 258
Подготовка к интенсификации притока при помощи гид- ропескоструйного аппарата'.. 272
Кузнецкая впадина274
Опытные работы в скважинах274
Колхидская низменность284
Краткие геологические сведения284
Сведения о трещиноватости пород287
Опытные работы на площади Чаладиди288
Бешкентский прогиб,295
Краткиегеологические сведения295
Опытныеработы на площади Айзават296
и § 6. Выводы-298
Литература 302
। Гурген Томасович Овнатанов
ВСКРЫТИЕ И ОБРАБОТКА ПЛАСТА
Редактор издательства С. М. КаетковаТехн редакторы В. В. Соколова, Л. Д. АгапоковаКорректор Р. П. Нечаева
Сдано в наб. 25/Ш 1970 г. Поди, в печ. 11/IX 1970 г.Т-14017 Формат 70Х lOSVie Печ. л. 19,5 Усл. печ. л. 27,3Уч.-изд. л 26,72 Бумага № 1 Индекс 1-4-1 Зак. 866/776-5Тираж 2200 экз. Цена 2 р. 86 к.
Издательство «Недра».
Москва, К-12, Третьяковский проезд, д. 1/19Московская типография № 6 Главполиграфпрома
Комитета по печати при Совете Министров СССРМосква, Ж-88, 1-й Южно-портовый пр., 17.
2 Г Т Овнатанов
ВСКРЫТИЕИ ОБРАБОТКАПЛАСТА
..Г. Т. ОВНАТАНОВ
Издание второе,расширенное и дополненное
ИЗДАТЕЛЬСТВО «НЕДРА»Москва 1970
УДК 622.245.5
ВСКРЫТИЕ И ОБРАБОТКА ПЛАСТА. Овнатанов Г. Т. М„ изд-во «Недра», 1970, 312 стр.
Книга посвящена теоретическим и экспериментальным исследованиям вскрытия и обработки пласта, представленного коллекторами нефти, и газа в основном трещинного типа.
На основе накопленного за много лет опыта эксплуатации нефтяных и газовых месторождений и общетеоретических дисциплин: механики горных пород, физической химии, физики пласта, петрографии, геологии нефти, в ней разработаны основы проектирования технологических процессов вскрытия и обработки для коллекторов такого типа.
Особое внимание уделено методическим задачам испытания разведочных скважин на продуктивность преимущественно месторождений нефти и газа Восточной Сибири и Западно-Сибирской низменности.
Кроме описаний работ, проводившихся в прошлые годы на Атовской, Ново-Михайловской. Быстрянской и других площадях, описываются также работы, проводившиеся в последние годы на разведочных площадях на западе Грузии (Колхидская низменность), западе Узбекистана (Айза- ват) и др.
В обобщениях широко использовались материалы работ, выполненных на месторождениях нефти и газа п-ва Мангышлак (Жетыбай, Узень) и многих других разведочных площадях, а также находящихся в разработке нефтяных и газовых месторождениях Советского Союза, на которых работы проводились в прошлом.
Таблиц 32. иллюстраций 72, библиография—145 названий.
3-8-2
106—70