Повышение качества вскрытия продуктивного пласта ЮК2–4 на Сыньеганском месторождении | Статья в журнале «Молодой ученый»

Отправьте статью сегодня! Журнал выйдет 13 марта, печатный экземпляр отправим 17 марта.

Опубликовать статью в журнале

Авторы: ,

Рубрика: Геология

Опубликовано в Молодой учёный №47 (285) ноябрь 2019 г.

Дата публикации: 20.11.2019

Статья просмотрена: 73 раза

Библиографическое описание:

Юсупов, Т. К. Повышение качества вскрытия продуктивного пласта ЮК2–4 на Сыньеганском месторождении / Т. К. Юсупов, А. А. Балуев. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2019. — № 47 (285). — С. 155-160. — URL: https://moluch.ru/archive/285/64153/ (дата обращения: 05.03.2021).



Черносланцевый комплекс представлен на Красноленинском своде отложениями трех свит — Абалакской, Тутлеймской (Баженовской) и Фроловской, отложения которых составляют единую генетическую последовательность. Наименее устойчивыми являются, нижняя часть Фроловской свиты и Абалакская свита. Полученный опыт бурения показывает, что породы в проблемных интервалах склонны к разрушению по двум типам.

− обрушение при низком противодавлении на пласты.

− нестабильность вследствие проникновения фильтрата бурового раствора вглубь породы — капиллярный эффект, фильтрация, диффузия и т. д.

Высокая кавернозность интервала доказывает вероятность интенсивного диспергирования породы при контакте с фильтратом бурового раствора и разрушение в результате переноса давления (возникновение высоких напряжений вокруг ствола скважины).

Проблема нестабильности аргиллитов актуальна на всей территории Красноленинского свода. Такие отложения, как правило, являются наиболее сложными для бурения с точки зрения обеспечения стабильности по ряду причин:

− Низкая механическая прочность породы и, как следствие, восприимчивость к механическому воздействию бурильного инструмента и гидродинамических колебаний в скважине.

− Высокая естественная трещиноватость и слоистость структуры. Это приводит к тому, что фильтрат бурового раствора буровой раствор легко проникает вглубь породы и переносит забойное давление.

Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов продуктивных пластов Сыньеганского месторождения определены по результатам лабораторных исследований керна, материалам геофизических и гидродинамических исследований скважин и пластов согласно общепринятой методике.

Таблица 1

Стратиграфический разрез скважины, интервалы осложнений

Глубина залегания,м

Стратиграфическое подразделение

название

от (кровля)

до (подошва)

2000

2680

фроловская свита

2680

2720

верхнетутлеймская подсвита

2720

2750

нижнетутлеймская подсвита

2750

2770

абалакская свита

2770

2870

тюменская свита

Литологическая характеристика разреза, стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т. п.)

Интервал от 2000–2680 м аргиллиты от тонкоотмученных до слабоалевритистых, с прослоями алевролитов, песчаников, глинистых известняков. Встречаются конкреции сидерита, обугленный детрит, редкие остатки пиритизированных водорослей, рыбный детрит. Интервал от 2680–2720 м верхнетутлеймская подсвита сложена аргиллитами, прослоями слабо битуминозными, с остатками ихтиофауны. Интервал от 2720–2750 м нижнетутлеймская подсвита сложена аргиллитами тонко-отмученными, битуминозными с прослоями глинистых известняков. Отмечается пирит, фосфатные конкреции, остатки рыб, отпечатки двустворок и аммонитов. Интервал от 2750–2770 м аргиллиты, преимущественно тонкоотмученные, в разной степени глауконитовые. Отмечаются многочисленные стяжения пирита, глинисто-карбонатные стяжения. В верхней части прослеживается горизонт манганокальцитовых конкреций, обогащенный глауконитом, рострами белемнитов. Часто породы биотурбированы. Встречаются многочисленные остатки двустворок, аммонитов, пиритизированные водоросли. Интервал 2770 до 2870 метров верхняя подсвита сложена аргиллитами, чередующимися с песчаниками и глинистыми алевролитами. Характерен обильный углистый детрит, корни растений, пирит. Средняя подсвита представлена чередованием аргиллитов, иногда углистых, с глинистыми песчаниками. Встречаются линзы и прослои углей. Нижняя подсвита представлена переслаиванием песчаников, алевролитов глинистых с аргиллитами. В верхней части подсвиты встречаются прослои углей.

При бурении скважин на Сыньеганском месторождении с целью эксплуатации пласта ЮК2–4 возникает множество осложнений, которые увеличивают сроки строительства скважин и могут привести к потере ствола. В процессе бурения нарушается равновесие пород, слагающих стенки скважин. Устойчивость стенок зависит от исходных прочностных характеристик горных пород, их изменения во времени под действием различных факторов. Большая роль здесь принадлежит процессу промывки и промывочному агенту.

Разработка основных направлений по повышению качества вскрытия продуктивного пласта ЮК2–4.

Проблема нестабильности аргиллитов актуальна на всей территории Красноленинского свода. Такие отложения, как правило, являются наиболее сложными для бурения с точки зрения обеспечения стабильности по ряду причин:

− Высокая инертность породы к химическому взаимодействию, что снижает эффективность химического ингибирования.

− Осложненные геологические условия с АВПД

− Загрязнение продуктивного пласта ЮК2–4 при вскрытии.

Для повышения устойчивости ствола горизонтальных скважин при бурении под эксплуатационную колонну и хвостовик и необходимо применить низкоминерализованный буровой раствор УНМБР. Дообработка пресного бурового раствора для бурения под эксплуатационную колонну до рецептуры УНМБР 2, для бурения под хвостовик проводилась реагентами-разжижителями.

Рекомендации по решению проблемы

Для повышения устойчивости ствола горизонтальных скважин при бурении под эксплуатационную колонну и хвостовик для качественного вскрытия продуктивного пласт ЮК2–4 на Сыньёганском месторождении необходимо применить низкоминерализованный буровой раствора УНМБР.

В начале 2012 года проведены опытно-промышленные работы (ОПР) на скважинах 803, 804, 801 куста 3 Явинлорского месторождения. В июне — июле ОПР продолжились на скважинах 48, 50, 51 Ай-Пимского месторождения. Параметры раствора в процессе бурения на скважинах куста № 3 Явинлорского месторождения представлены в таблице 2.

Таблица 2

Параметры раствора впроцессе бурения скважины №803 куста №3 Явинлорского месторождения

Время замера

Плотность, кг/м3

Пластическая вязкость,мПа·с

Условная вязкость, с

ДНС,

дПа

Водоотдача,

см3/З0 мин

К, мм

φб00

φЗ00

СНС, дПа

21.12 09:00

1660

22

30

72

13

0,6

59

37

24/72

21.12 21:30

1650

26

35

129

13

0,5

89

53

24/67

22.12 07:20

1650

25

30

127

11

0,5

76

51

24/43

22.12 14:00

1650

27

30

106

11

0,6

76

49

18/36

22.12 22:15

1640

32

32

106

10

0,4

70

46

18/38

23.12 07:30

1660

25

38

115

10

0,6

74

49

21/41

23.12 14:35

1640

27

42

125

10

0,4

84

53

25/53

23.12 22:10

1650

33

43

96

10

0,4

86

53

30/65

25.12 18:00

1640

38

43

134

10

0,4

104

66

32/86

В ноябре 2012 года были проведены опытно-промышленные работы по приготовлению и испытанию утяжеленного низкоминерализованного раствора УНМБР на скважинах № 199, 53 куста 37 Ай-Пимского месторождения при бурении под хвостовик. Параметры раствора при бурении представлены в таблице 3.

Таблица 3

Параметры раствора при бурении скважины №.199

Забой, м

ρ, кг/м3

СНС, дПа

ДНС, дПа

В,

см3/30 мин

К, мм

Пл,

мПа·с

Т, сек

2818,7(3177)

1380

29/67

187

8

0,2

22

47

2839,7(3214)

1350

25/35

148

8

0,2

22

45

2843,7(3231)

1310

38/43

158

7

0,2

23

42

2844,6(3250)

1310

29/40

192

8

0,2

20

40

По данным кавернометрии со скв.53 Ай-Пимского месторождения (рисунок 1) можно сделать вывод о том, что при применении раствора УНМБР ствол имеет практически номинальный диаметр в течение достаточно длительного периода времени.

В процессе бурения осложнений, связанных с осыпями и обвалами пород, не отмечено. Растворы УНМБР на протяжении всего периода бурения под хвостовик были однородными и седиментационно-устойчивыми.

Рис.1. Кавернометрия ствола скважины после бурения скв.53 куста 37 Ай-Пимского месторождения

Разработанные растворы УНМБР предназначены для разбуривания глинистых пород и неустойчивых аргиллитов. Растворы имеют начальную плотность 1030–1050 кг/м3 далее утяжеляются баритом согласно ФНиП ПБ-2013 до плотности обеспечивающей безаварийное вскрытие пластов с АВПД с различным коэффициентом аномальности. Обладают ингибирующими свойствами, необходимыми реологическими параметрами, для очистки ствола скважины от выбуренной породы и оптимальными значениями водоотдачи. При доработке промывочной жидкости производилось планирование эксперимента, направленное на оптимизацию содержания компонентов, т. е. на получение заданных технологических параметров и ингибирующих свойств раствора. Начальные концентрации химических реагентов выбраны с учетом рекомендаций завода изготовителя. Результаты лабораторных работ по обработке раствора, отобранного со скважины, разжижителями представлены в таблице 4 В таблице 5 приведены параметры буровых растворов со скважины дообработанных жидким стеклом до и после термостатирования.

Таблица 4

Результаты лабораторных работ по обработке раствора отобранного со скважины сразжижителями

п/п

Вид обработки

Параметры раствора

УВ, с

Плотность, кг/м3

В, см3/30мин

К, мм

рН

СНС1/10, дПа

ДНС,

дПа

Пластическая вязкость, мПа·с

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Естественно наработанный глинистый раствор (Р1) — замеры с буровой: сервей 0,28 %, кс.смола 0,05 %, графит 0,2 %, БСР 0,25 %, биолуб

0,2 %, нтф.

39

1160

7

0,5

7

21/47

76

17

2

Естественно наработанный глинистый раствор (Р1) — замеры в лаб.

>100

1160

-

-

7

40/91

278

21

3

Р1 + 0,14 % извести + 0,5 % КССБ + 0,4 % КМЦ + 0,1 % сервей+ 0,2 % кс.смола + 2,8 % КСl

Раствор свернулся

4

Р1 + 0,14 % извести + 0,5 % Окзил + 0,4 % КМЦ 2,8 % КСl, раств. в 500 мл воды + 400 гр барита

Раствор нестабильный, барит выпал в осадок, вязкость очень низкая (жидкий раствор)

5

Р1 + 0,14 % извести + 0,5 % Окзил + 0,4 % КМЦ + 2,8 % КСl +

250 гр барита

>100

1550

Раствор очень вязкий

640

74

6

Р1 + 5 %-ный водно-щелочной раствор лигнотина (50 мл)

80

1160

Раствор стал менее вязким

211

33

7

П.6 + 0,4 % КМЦ + 2,8 % КСl

100

1160

Раствор загустел, но не свернулся

172

64

8

П.7 + 5 %-ный водно-щелочной раствор лигнотина (20 мл)

70

1160

Раствор стал менее вязким

76/91

115

53

9

П.8 + 5 %-ный водно-щелочной раствор лигнотина (10 мл)

60

1160

Раствор стал менее вязким

48/67

72

45

10

Р1 + 5 %-ный водно-щелочной раствор окзила (75 мл) + 2,8 % КСl

90

1160

-

-

-

-

206

71

11

П.10 + 5 %-ный водно-щелочной раствор окзила (25 мл)

70

1160

-

-

-

57/72

158

43

12

П.9 через 24 ч

60

1160

-

-

-

58/82

86

47

13

П.11 через 24 ч

70

1160

-

-

-

52/72

125

52

Таблица 5

Результаты лабораторных работ по обработке бурового раствора, отобранного со скважины жидким стеклом

п/п

Компонентный состав

УВ, с

Плотность, кг/м3

В, см3/30мин

К, мм

рН

СНС1/10, дПа

ДНС,

дПа

Пластическая вязкость, мПа·с

1

Р1 (0,5 л) + 0,25 % жидкого стекла до термостатирования

18,5

1200

11

1,5

9

0,96

8

7

2

Р1 (0,5 л) + 0,25 % жидкого стекла после термостатирования

18

1200

11,2

2

9

0,96

11

5,5

Основные выводы изаключения по повышению вскрытия продуктивного пласта ЮК2–4.

Нетрудно заметить, по данным кавернометрии со скв.53 Ай-Пимского месторождения (рисунок 1) можно сделать вывод о том, что при применении раствора УНМБР ствол имеет практически номинальный диаметр в течение достаточно длительного периода времени.

В процессе бурения осложнений, связанных с осыпями и обвалами пород, не отмечено. Раствор УНМБР и на протяжении всего периода бурения под хвостовик были однородными и седиментационно-устойчивыми. Наиболее перспективным направлением в данном случае представляются разработка и внедрение мероприятий для использования УНМБР для вскрытия продуктивного пласта ЮК2–4, и проведения лабораторных исследований УНМБР в приближенных геологических условиях к Сыньёганскому месторождению. Рассмотреть детально и решить проблемы при вскрытии продуктивных пласта ЮК2–4 на Сыньёганском месторождении чтобы максимально сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта при вскрытии и увеличить получаемые дебиты из скважины.

Литература:

  1. Групповой проект на строительство эксплуатационной скважины Сыньеганского нефтяного месторождения СургутНИПИнефть, г Сургут 2016
  2. НТД Методические рекомендации по применению УНМБР. Тюменского отделения «СургутНИПИнефть» Тюмень 2013 г — 20 с.
  3. Кузнецов В. Г., Методические указания по научно-исследовательской работе для магистров всех форм обучения направления подготовки 21.04.01 Нефтегазовое дело по программе «Морское бурение» [Текст] /В. Г. Кузнецов, Ю. В. Ваганов. — Тюмень: ТИУ, 2017.- 26 с.
  4. Нифантов В. И. Разработка методов вскрытия продуктивных пластов при строительстве и ремонте газовых скважин в осложнённых горно-геологических условиях. Дисс…докт. техн. наук — Ставрополь, 2001. — 400с.
  5. Г. А. Физико-химические процессы в нефти. –М.: Недра, 1974. — 200с.
  6. Ф.И. воды на нефти при пласта. — М.: Гостоптехиздат, 1949. — 72с.
  7. К. и скважин. — М.: Гостоптехиздат, 1963. — 519с.
  8. Организация, планирование и управление предприятиями в нефтяной и газовой промышленности: Учебник для вузов / А. Д. Бренц, Е. А. Тищенко, Ю. М. Малышев и др. — М., Недра, 2012. — 256с
  9. Бердин Т. Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. — М.:«НЕДРА». -2001. — 100 с.
Основные термины (генерируются автоматически): буровой раствор, продуктивный пласт, Ай-Пимское месторождение, водно-щелочной раствор, параметр раствора, раствор, жидкое стекло, скважина, пластическая вязкость, эксплуатационная колонна.


Похожие статьи

Основные виды регулирования параметров раствора

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 или глушения. Кроме того, сама основа углеводородных...

Воздействие промывочной жидкости на продуктивный пласт

Основные термины (генерируются автоматически): раствор, глушение скважин, капитальный ремонт, жидкость глушения, реагент

Жидкая фаза цементного раствора проникает в пласт, оставляя позади твердые частицы. В большинстве случаев, буровой раствор, буферная...

Химическая обработка бурового раствора при бурении на...

Используемый буровой раствор и химические реагенты, применяемые для его обработки, должны быть малоопасны с точки зрения охраны окружающей природной среды. Система очистки бурового раствора должна обеспечивать эффективную очистку его от выбуренной...

Полевые методы исследования и оценки полимер-гелевого...

Махаматхожаев Д. Р. Буровой раствор для бурения ствола скважин в терригенных. Основные рецептуры полимер -эмульсионных

Известно, что поглощение буровых растворов — тяжелое осложнение процесса строительства скважины , приводящее к значительным...

Технологические особенности буровых растворов полученных из...

В статье рассмотрены композиции глинопорошков для получения буровых растворов. Буровые растворы, приготовленные из композиции глин Навбахарского месторождения, имеют высокоэффективные технологические показатели...

Опыт применения бурового раствора Kla-Shield | Молодой ученый

Ключевые слова: буровой раствор, бурение, нефть и газ, месторождение. Развитию нефтяной и газовой промышленности постоянно уделяется большое внимание, т. к. нефть и газ играют большую роль в развитие экономики стран.

Оперативное определение эквивалентной циркуляционной...

Оперативное определение эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора.

Влияние на них бурового раствора приводит к их набуханию и разрушению.

Границы «окна бурения» проходят между градиентом гидроразрыва пласта и поровым давлением.

Материалы и реагенты для приготовления промывочных...

4. Жидкое стекло — густая прозрачная жидкость, являющаяся водным раствором растворимого стекла (силиката натрия

Прибавляется к раствору в количестве 2–5 весовых процентов от объема раствора для повышения вязкости и статического напряжения сдвига...

Результаты промышленного испытания ингибирующего...

Махаматхожаев Д. Р. Буровой раствор для бурения ствола скважин в терригенных

На модельном буровом растворе установлено влияние различных ингибирующих сред на

Буровой раствор считался готовым при достижении вязкости глинистой суспензии равной не...

Похожие статьи

Основные виды регулирования параметров раствора

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 или глушения. Кроме того, сама основа углеводородных...

Воздействие промывочной жидкости на продуктивный пласт

Основные термины (генерируются автоматически): раствор, глушение скважин, капитальный ремонт, жидкость глушения, реагент

Жидкая фаза цементного раствора проникает в пласт, оставляя позади твердые частицы. В большинстве случаев, буровой раствор, буферная...

Химическая обработка бурового раствора при бурении на...

Используемый буровой раствор и химические реагенты, применяемые для его обработки, должны быть малоопасны с точки зрения охраны окружающей природной среды. Система очистки бурового раствора должна обеспечивать эффективную очистку его от выбуренной...

Полевые методы исследования и оценки полимер-гелевого...

Махаматхожаев Д. Р. Буровой раствор для бурения ствола скважин в терригенных. Основные рецептуры полимер -эмульсионных

Известно, что поглощение буровых растворов — тяжелое осложнение процесса строительства скважины , приводящее к значительным...

Технологические особенности буровых растворов полученных из...

В статье рассмотрены композиции глинопорошков для получения буровых растворов. Буровые растворы, приготовленные из композиции глин Навбахарского месторождения, имеют высокоэффективные технологические показатели...

Опыт применения бурового раствора Kla-Shield | Молодой ученый

Ключевые слова: буровой раствор, бурение, нефть и газ, месторождение. Развитию нефтяной и газовой промышленности постоянно уделяется большое внимание, т. к. нефть и газ играют большую роль в развитие экономики стран.

Оперативное определение эквивалентной циркуляционной...

Оперативное определение эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора.

Влияние на них бурового раствора приводит к их набуханию и разрушению.

Границы «окна бурения» проходят между градиентом гидроразрыва пласта и поровым давлением.

Материалы и реагенты для приготовления промывочных...

4. Жидкое стекло — густая прозрачная жидкость, являющаяся водным раствором растворимого стекла (силиката натрия

Прибавляется к раствору в количестве 2–5 весовых процентов от объема раствора для повышения вязкости и статического напряжения сдвига...

Результаты промышленного испытания ингибирующего...

Махаматхожаев Д. Р. Буровой раствор для бурения ствола скважин в терригенных

На модельном буровом растворе установлено влияние различных ингибирующих сред на

Буровой раствор считался готовым при достижении вязкости глинистой суспензии равной не...

Задать вопрос