Аналитические исследования буровых промывочных жидкостей и выбор наиболее оптимального типа для первичного вскрытия продуктивных пластов на примере терригенных коллекторов
Введение
1 Геологические особенности терригенных коллекторов 7
1.1 Терригенные горные породы 7
1.1.2 Текстура терригенных пород 8
1.1.3 Структура терригенных пород 9
1.1.4 Состав обломочной части терригенных пород 11
1.1.5 Цементы в песчаных и алевролитовых породах 13
1.1.6 Органические остатки 15
1.1.7 Пустотное пространство 15
1.1.8 Признаки нефтеносности 19
1.2 Причины загрязнения призабойной зоны пласта 19
1.3 Скин-эффект и факторы снижащие его влияние 22
1.4 Процесс кольматации при вскрытии продуктивного пласта 26
2 Анализ буровых промывочных жидкостей и факторов, влияющих на их
свойства 32
2.1 Буровые растворы 32
2.2 Буровые растворы применяемые в наши дни 33
2.3 Влияние твердой фазы буровых растворов на формирование
призабойной зоны пласта 39
2.4 Физико-химическое взаимодействие фильтрата буровых растворов с
поверхностью проводящих каналов коллектора 43
2.5 Исследование влияния добавок на проницаемость пласта терригенного
коллектора 48
3 Технологические рекомендации к буровым промывочным жидкостям для
вскрытия коллекторов терригенного типа 51
3.1 Составы буровых растворов с кольматирующими добавками 51
3.2 Технология приготовления биополимерных буровых растворов с
кольматирующими добавками 53
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 55
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 56
В настоящее время значительное место в бурении занимает проблема достаточного низкого коэффициента извлечения нефти. В этих условиях особенно актуальными являются задачи, связанные разработкой рецептуры буровых промывочных жидкостей, которые оказывали бы наименьшее влияние на фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны пласта.
Конечный коэффициент извлечения нефти определяется как геологическими факторами, так и применяемыми технологиями вскрытия пласта. Необходимо добиться того, чтобы КИН был максимально высок. Важную роль в этом сложном взаимосвязанном комплексе мероприятий выполняют буровые растворы.
Несмотря на постоянное совершенствование рецептур буровых растворов для первичного вскрытия продуктивных пластов, в большинстве случаев они не обеспечивают сохранение коллекторских свойств и не создают условия для обеспечения ожидаемой производительности скважин. Они негативно влияют на коллектор, проникая в поры, тем самым усложняя процесс извлечения нефти.
Помимо этого, буровые растворы так же должны соответствовать рамкам правил безопасности в нефтяной газовой промышленности, в частности главы XVII “Требования безопасности к применению буровых растворов”.
Многолетние исследования по изучению физико-химических процессов в системе «буровой раствор - коллектор» не дают универсальных рекомендаций, позволяющих обеспечить максимально возможное качество вскрытия продуктивного пласта. В связи с чем, данная проблема остается весьма актуальной и требует новых решений.
Целями выпускной квалификационной работы на степень бакалавра являются:
- анализ применяемых в наши дни буровых растворов для бурения в породах терригенного типа;
- определение факторов, влияющих на фильтрационно-емкостные свойства терригенных коллекторов;
- выведение рекомендаций по приготовлению буровых промывочных жидкостей;
- установление задач по исследованию буровых растворов в магистратуре, решение которых позволит повысить коэффициент извлечения нефти.
В результате исследований, представленных в предыдущих главах, для вскрытия продуктивного пласта горизонтальной скважиной можно рекомендовать биополимерные системы с кольматирующими добавками. Однако рецептура должна быть скорректирована с учетом конкретных горно¬геологический условий, технологии бурения и типами используемого оборудования при бурении.
В процессе вскрытия продуктивного пласта свойства раствора изменяются в значительных пределах, вследствие поступления и взаимодействия пластового флюида и воды с раствором, образуя при этом нерастворимые эмульсии, и тем самым происходит закупоривание порового пространства, что в дальнейшем может существенно ухудшить фильтрационно-емкостные свойства пласта. Для решения этой проблемы, в настоящее время, все чаще пользуется популярностью добавление в раствор кислоторастворимых добавок различной фракции, образуя кольматационный слой, который при испытании и освоении скважины легко удаляется соляно¬кислотной обработкой со временем реагирования до четырех часов. Однако, как показывает практика использования данных мероприятий не достаточно и проблемы первичного вскрытия продуктивного пласта, в частности горизонтальной скважины, возникают и по сей день.
Цель дальнейших исследований магистерской работы - выведение рецептуры бурового раствора в лабораторных условиях.
