УДК 622.244.5
© В.Ф.Калинин, 1998
В.Ф.Калинин (Научный Центр ОАО «Саратовнефтегаз»)
Применение обращенных эмульсий для вскрытия продуктивных пластов на месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз»
V.F.Kalinin
(Scientific Center of Open Stock Company "Saratovneftegas")
Application of reversed emulsions for drilling-in of productive formations at OSC "Saratovneftegas" oil fields
Presented are the results of lab experiments and field-commercial tests at OSC "Saratovneftegas" wells on application of hydrophobic emulsified solutions of tar-bitumen emulsion type and reversed emulsion, based on lime-bitumen solution. High efficiency is shown for application of these solutions for drilling-in and completion of productive formations, and, also, for drilling the wells in complex geological conditions.
еализация потенциальной
^^^^^ продуктивности скважин является важнейшей проблемой при их заканчивании. Ее решение связано со многими задачами, главными из которых являются:
1) предотвращение проникновения бурового раствора и его фильтрата в пласт на большую глубину;
2) обеспечение физико-химической совместимости фильтрата бурового раствора с породой пласта и насыщающими его пластовыми флюидами.
В наибольшей степени этим требованиям удовлетворяют растворы на нефтяной основе и обращенные эмульсии, применение которых позволяет повысить продуктивность скважин в 2,0-2,5 раза и более по сравнению со скважинами, пробуренными с промывкой буровыми растворами на водной основе.
Растворы на нефтяной основе и обращенные эмульсии обладают высокими закупоривающими свойствами, препятствующими проникновению воды и твердой фазы бурового раствора в пласт в процессе его вскрытия. Кроме того, сама основа углеводородных растворов -нефть - не оказывает столь вредного воздействия на проницаемость пласта как фильтрат буровых растворов на водной основе.
Для повышения качества вскрытия продуктивных пластов и реализации по-
тенциальной продуктивности скважин на месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз» были разработаны и успешно применены при бурении скважин два типа обращенных эмульсий: гудронобитумная эмульсия и обращенная эмульсия на основе известково-битумного раствора (ИБР), максимально соответствующих основным треебованиям, которые предъявляются к растворам на углеводородной основе. К этим требованиям относятся
Таблица1
возможность регулирования реологических свойств бурового раствора в достаточно широком диапазоне изменения плотности и температуры, а также обеспечение достаточно высокой закупоривающей способности растворов. Состав и основные реологические параметры указанных эмульсий представлены в табл.1.
Лабораторные исследования, выполненные на керновом материале на установке УИПК-1М по оценке кольмати-
Содержание Свойства буровых растворов
Тип бурового распора и его состав входящих в буровой раствор Фильтрация Ф, см3/30 мин Условная вязкость Т, с снс, 107МПа
Гудронобитумная эмульсия: 0,2 18,0 17/32
дизельное топливо 300 мл (по малой (по малой
высокоокисленный битум 30 г воронке) воронке)
гудрон (жир) 12 г
№0Н (40%) 21 мл
вода 90 мл
Мда,6Н,0 30 г
барит (до необходимой плотности бурового раствора)
Обращенная эмульсия на основе ИБР: 0 40,0 2,4/4,8
дизельное топливо 500 мл (по малой
высокоокисленный битум 80 мл воронке)
вода 42 мл
известь 111 г
сульфанол 2,33 г
рассол (20% СаС12) 120 мл
смад 2,5 г
барит (до необходимой плотности бурового раствора)
12/1998 11
100
30 I, мм
Рис.1. Глубина проникновения обращенной эмульсии I на основе ИБР (1) и гудро- ронобитумной
нобитумной эмульсии (2) в породу коллектора и послойное влияние их на сте-
„ , эмульсии невели-
пень снижения проницаемости породы в при репрессии на пласт Арр = 10 МПа ■
ка (рис.1) и со-
рующих свойств указанных растворов и ставляет I = 30-35 мм, а степень сниже-опытно-промышленные работы по при- ния проницаемости равна 4-7% ее перво-менению их при бурении скважин пока- начальной (рис.2).
Рис.2. Зависимость степени снижения проницаемости породы в от репрессии на пласт Ар? при использовании эмульсии на основе ИБР (1) и гудронобитумной эмульсии (2)
Изучение послойного влияния зоны кольматации на снижение проницаемости породы коллектора показало, что главным препятствием для проникновения воды и твердой фазы в пласт при бурении скважин является примыкающий к стенке скважины внутренний весьма тонкий низкопроницаемый кольматацион-ный слой толщиной до 2-3 мм, снижающий естественную проницаемость пласта в 15-25 раз и более.
Наличие тонкого кольматационного слоя в призабойной зоне не оказывает значительного влияния на фильтрацию пластовых флюидов в скважину при ее
зали, что в диапазоне изменения репрессий на пласт до Арр = 10 МПа глубина проникновения обращенной эмульсии на основе ИБР и гид-
Таблица 2
Интервал залегания Литология Пористость по геофизи- Проницаемость, Тип бурового раствора Плотность бурового Продолжительность Дебит при освоении Диаметр диафраг-
пласта,м ческим исследованиям, % мкм2 раствора, г/см3 освоения, суг нефти, т/сут ш
Славнухинская площадь, горизонты - IV,
27 3247-3271 Песчаник мелкозернистый 12,5 0,033 Гудронобитумная эмульсия 1,16 1,0 66,4 5
20 3230-3242 Тоже 15,9 0,0590,134 Глинистый раствор 1,16 3,0 42,5 5
58 3199-3224 13,1 0,217 Тоже 1,16 7,0 20 5
24 3243-3252 3257-3262 12,5 0,009 1,16 7,0 4,5 5
54 3234-3242 3244-3250 17,1 0,210 1,16 8,0 12 9
Краснокугская площадь, кыновско-пашийский горизонт
14 4508-4530 4-6 0,01-0,02 Обращенная эмульсия на основе ИБР 1,20 1,5 43000 4
5 4360-4364 4305-4325 4-6 0,01-0,02 Глинистый раствор 1,20 7,0 2450 4
11 4104-4198 Аргиллиты, песчаники 4-6 0,01-0,02 Тоже 1,20 10,0 Получен незначительный приток газа с конденсатом
12 12/1998
испытании и освоении вследствие физико-химической совместимости фильтрата бурового раствора на углеводородной основе с пластовым флюидом (нефтью). Кроме того, зона кольматации легко преодолевается при последующей перфорации скважин, поскольку имеет весьма малые размеры по сравнению с размерами зоны ухудшенной проницаемости, образующейся при вскрытии пласта с применением буровых растворов на водной основе, и часто достигающей глубины 0,2-0,8 м, а нередко 3-4 м [1-3] и др.
Опытно-промышленные работы по применению гудронобитумной эмульсии на основе ИБР при бурении скв. 27 Сплавнухинская и скв. 14 Краснокутская показали преимущества по сравнению с буровыми растворами на водной основе как для вскрытия продуктивных пластов, так и в целом для проводки скважины: повысилась продуктивность скважин при одновременном снижении продолжительности их освоения (табл.2). Например, дебит скв. 27 Сплавнухинская, пробуренной с применением гудронобитум-ной эмульсии, в 1,5-15 раз превышает дебит скважин, пробуренных с применением глинистого раствора.
В разведочной скв. 14 Краснокутская, пробуренной с применением обращенной эмульсии на основе ИБР, был получен фонтанный приток газа при освоении низкопроницаемого глубокозалегающего кы-новско-пашийского горизонта, причем технико-экономические показатели испытания этой скважины были лучше, чем в скв. 5 и 11 Краснокутской площади, пробуренных с промывкой глинистым раствором.
Выводы
1. Результаты лабораторных исследований и опытно-промышленных работ в скважинах показали достаточно высокую эффективность применения гидрофобных обращенных эмульсий для вскрытия продуктивных пластов и проводки скважины.
2. Использование гудронобитумной эмульсии для вскрытия продуктивных пластов повышает дебит скважин в 1,515,0 раз при одновременном значительном сокращении продолжительности их испытания.
3. Применение обращенной эмульсии на основе ИБР для этих же целей также способствует повышению технико-экономических показателей испытания скважин: удельный дебит скважины возрастает более чем в 3 раза по сравнению со
скважинами, пробуренными с использованием глинистых растворов, а продолжительность освоения скважин при этом снижается в 4-7 раз.
4. Применение обращенных эмульсий указанных типов обеспечило безаварийную проводку скважин.
5. В условиях разработанной в настоящее время безамбарной технологии бурения скважин, удовлетворяющей экологическим требованиям, использование рассмотренных обращенных эмульсий для вскрытия продуктивных пластов обеспечивает высокую экономическую эффективность.
Списоклитературы
1. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Ш.К.Гиматудинова.- М.: Недра, 1974.704 с.
2. Ус Е.М. Проникновение промывочной жидкости в проницаемые пласты и его влияние на разработку газоконденсатных залежей в Западном Предкавказье//Газовое дело.- 1971.- №8.- С. 30-33.
3. Панов Б.Д., Серпенский В.А. Применение промывочной жидкости на углеводородной основе для вскрытия разведочного горизонта. В кн. Совершенствование вскрытия, испытания и освоения продуктивных пластов в эксплуатационных и разведочных скважи-нах.-М.: Недра, 1969.- 263 с.
12/1998 13
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.