Геологические условия применения направленного воздействия на призабойную зону продуктивных пластов и повышение его эффективности (на примере палеогеновых отложений нефтяных месторождений Предкарпатья)

- 2 -
СОДЕРЖАНИЕ
Стр.
В В Е Д Е Н И Е...........................................4
1. ИЗУЧЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ И ОБОСНОВАНИЕ
НЕОБХОДИМОСТИ РАСШИРЕНИЯ ПРОФИЛЕЙ ПОГЛОЩЕНИЯ И ПРИТОКА В СКВАЖИНАХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОВДЕНИЙ ПРЕДКАРПАТЬЯ.............................................. 10
1.1. Особенности геологического строения и коллекторских
свойст пластов............................................ 10
1.2. Изучение неоднородности продуктивных и
непродуктивных пластов в разрезах скважин................. 18
1.3. Анализ профилей притока и поглощения
в скважинах............................................... 24
1.4. О причинах недостаточного охвата выработкой пластов
по разрезу скважин...................................... 37
1.5. Анализ изменения профилей’ притока и поглощения в
связи с воздействием на призабойную зону пластов 39
2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРИМЕНЕНИЯ НАПРАВЛЕННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТОВ ДЛЯ
ПОВЫШЕНИЯ СТЕПЕНИ ИХ ВЫРАБОТКИ............................ 43
2.1. Основные положения........................................ 43
2.2. Геолого-промысловые параметры и условия определения
целесообразности направленного воздействия................ 44
2.3. Классификация способов направленного воздействия
на призабойную зону....................................... 50
2.4. Геолого-промысловые параметры и условия выбора вида
и способа направленного воздействия....................... 55
2.5. Методика выбора эффективных способов направленного
воздействия............................................. 60
3. ИЗУЧЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ
НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ПОРОД КОЛЛЕКТОРОВ ПРИ ВРЕМЕННОМ БЛОКИРОВАНИИ.............................................. 69
3.1. Постановка задач исследования........................... 69
3.2. Изучение свойств суспензий................................ 71
3.3. Аппаратура и методика исследования изменения
фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов при временном блокировании.................................... 80
3.3.1. Аппаратура для исследования временного
блокирования пластов...................................... 80
- 3 -
3.3.2. Методики опытов.......................................... 82
3.4. Анализ результатов изучения изменения фильтрационно-
емкостных свойств пород-коллекторов при временном блокировании............................................. 86
4. ИССЛЕДОВАНИЕ НАПРАВЛЕННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ
ЗОНУ ПЛАСТОВ............................................ 105
4.1. Промысловые исследования временного блокирования
продуктивных пластов суспензией мела.................... 105
4.2. Результаты исследования направленного кислотного
воздействия на призабойную зону пластов................. 110
4.3. Планирование направленной кислотной обработки 116
4.4. Исследование отключения части продуктивных пластов
при направленном гидроразрыве пласта................... 121
4.4.1. Существующий способ пакерования скважин................. 122
4.4.2. Исследования по повышению эффективности разобщения ствола скважины при направленном ГРП........................... 124
4.4.3. Результаты исследования направленного
гидроразрыва пласта..................................... 132
4.4.4. Схемы направленного гидроразрыва с использованием меловой суспензии и поликонденсирующейся
жидкости................................................ 138
5. ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ НАПРАВЛЕННОЙ ОБРАБОТКИ
РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН........................................ 142
5.1. Направленный гидроразрыв пласта.......................... 143
5.2. Направленная кислотная обработка......................... 149
ЗАКЛЮЧЕНИЕ.............................................. 154
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ........................ 158
- 15 -
Горизонт вторых зеленовато-серых аргиллитов представлен аргиллитами толщиной 25...50 м, чередующимися с тонкими (5...
...20 мм) прослойками алевролитов и песчаников.
Песчано-аргиллитовый горизонт выражен чередованием песчаников и аргиллитов.
Максимальная толщина подевиты составляет около 400 м (Спасская складка).
Среднеменилитовая подсвита {Р3/г?Рг)> по литологическому составу подразделяется на два горизонта: первых зеленовато-серых аргиллитов и песчано-аргиллитовый. Первый из них сложен аргиллитами и тонкими прослоями алевролитов и песчаников, второй - представлен частым чередованием мелкозернистых песчаников с алевролитами и аргиллитами. Общая толщина подсвиты не превышает 200 м и уменьшается с северо-запада на юго-восток.
Верхнеменилитовая подсвита (^3/т>Р3 ), в своем разрезе имеет четыре горизонта: песчано-аргиллитовый, туффитовый, надтуффито-вый и аргиллито-алевролитовый. Они представлены аргиллитами, чередующимися с алевролитами и песчаниками толщиной от нескольких миллиметров до 0,2...1 м. Только туффитовый горизонт сложен толщей плотных темно-серых туффитов и аргиллитов с пропластками алевролитов и песчаников. Толщина подсвиты резко уменьшается вдоль прогиба с северо-запада на юго-восток, а также вкрест его простирания с юго-запада на северо-восток.
Неогеновые отложения (л/) представлены поляницкой, вороты-щенской и стебникской свитами.
Поляницкая свита (Р^-Л^РР сложена толщей переслаивающихся песчаников, алевролитов, аргиллитов и глин. Встречаются прослои гравелитов и конглогравелитов. Толщина свиты изменяется от 300 до 2000 м.
Воротыщенская свита (л^\/£) представлена серыми известно-
- 16 -
вистыми глинами с тонкими прослоями слюдистых песчаников. Толщина свиты достигает 2500...2900 м.
Стебникская свита ( сложена красными и фиолетовыми
сильно известковистыми глинами и аргиллитами с прослоями алевролитов и песчаников. Толщина свиты 1000 м и более.
В Бориславско-Покутской зоне сосредоточена основная часть (около 88$) балансовых запасов нефти Предкарпатья, связанных в основном с гранулярными коллекторами палеогеновых отложений.
Изучению коллекторов Предкарпатья и физико-химических свойств пластовых флюидов посвящены работы В.М.Бортницкой, Т.В.Буд-зенко, В.П.Василечко, Р.А.Гнатюка, М.М.Иванюты, В.С.Иванишина, Г.Н.Лысяного, В.Ф.Малахова, Е.А.Малицкого, Л.С.Мончака, Н.А.Николаенко, Р.М.Новосилецкого, В.К.Сельского, А.Н.Снарского,
М.М.Сороки, Н.С.Предтеченской, В.И.Шеленко и др., результаты которых использованы в настоящей работе при описании коллекторских свойств и свойств пластовых флюидов / 5...19/ .
Коллекторами нефти и газа в палеогеновых отложениях являются песчано-алевролитовые разновидности пород, которые залегают в виде прослоев различной толщины среди аргиллитов. Соотношение песчано-алевритовых и аргиллитовых прослоев в различных стратиграфических комплексах неодинаково.
Песчаники и алевролиты всех месторождений по минералогическому составу сходны между собой. Основным породообразующим минералом является кварц (70...90$), представленный полуокатанными и угловатыми зернами. В незначительном количестве встречаются глауконит (5...20$), а также полевые шпаты, мусковит, пирит.
Цемент песчаников глинистый, глинисто-кремнистый, а также карбонатный и слюдисто-кремнистый.
Процент цементирующего вещества изменяется от 2$ для более высокопроницаемых пород до 15...20$ для слабопроницаемых. Для