Совершенствование технических средств и составов для регулирования проницаемости приствольной зоны продуктивных пластов : На примере Пермского Прикамья

• Автор: Ильясов, Сергей Евгеньевич
• Шифр специальности: 05.15.10
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 1999
• Место защиты: Тюмень
• Количество страниц: 123 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ
1. АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН НА ТЕРРИТОРИИ ПЕРМСКОГО ПРИКАМЬЯ
1.1. Состав и коллекторские свойства продуктивных горизонтов
1.2. Анализ глубины проникновения буровых растворов
1.3. Анализ качества разобщения пластов в скважинах, пробуренных
с промывкой глинистыми и безглинистыми буровыми растворами
1.4. Анализ зависимости проницаемости терригенных и карбонатных пород от средних размеров поровых каналов
2.ИССЛЕДОВАНИЕ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИСТВОЛЬНОЙ ЗОНЫ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ в ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
2.1. Анализ методов и технических средств для управления кольматацией проницаемых пород при бурении
2.2. Анализ и обоснование методов исследования
2.2.1. Анализ методов оценки кольматирующих свойств буровых растворов и специальных изолирующих составов
2.2.2. Разработка методики оценки глубины кольматации проницаемой пористой среды безглинистым буровым раствором
2.3. Сравнительная оценка глубины кольматации составной модели пласта буровыми растворами
2.4. Оценка влияния режимов гидродинамического вихревого процесса и типов буровых растворов на изменение коллекторских свойств пористых пород
2.5. Совершенствование технических средств для регулирования проницаемости приствольной зоны продуктивных пластов в
процессе бурения
3. АНАЛИЗ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОЙ ПОДГОТОВКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ К ЦЕМЕНТИРОВАНИЮ
3.1. Анализ существующих методов физико-химической обработки
фильтрационной корки и кольматационного экрана
3.2. Выбор метода физико-химической подготовки ствола скважины к цементированию
3.3. Методики исследований
3.3.1. Методика исследований в статических условиях
3.3.2. Методика исследования в динамических условиях
3.3.3. Методика оценки влияния обработки МЭП составами на проницаемость коллектора
3.3.4. Методика сравнительной оценки глубины проникновения составов и цементного раствора
3.4. Результаты экспериментальных исследований по разработке модифицирующего эмульсионно-полимерного (МЭП) состава
3.4.1. Исследования в условиях статической фильтрации
3.4.2. Исследования в условиях динамической фильтрации
3.4.3. Исследование влияния обработки МЭП составами на проницаемость коллектора на УИЛК
3.4.4. Исследование глубины проникновения МЭП состава и цементного раствора
3.5. Обоснование механизма действия
модифицирующего эмульсионно-полимерного состава (МЭП)
4. РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ КОЛЬМАТАТОРА ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО ВИХРЕВОГО ПРИНЦИПА ДЕЙСТВИЯ И СОСТАВА ДЛЯ ПОДГОТОВКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ К ЦЕМЕНТИРОВАНИЮ
4.1. Расчет скорости истечения струй бурового раствора из насадок кольмататора для эффективного регулирования проницаемости пород в процессе бурения
4.2. Результаты промысловых испытаний кольмататоров гидродинамического вихревого принципа действия
4.3. Результаты промысловых испытаний составов на основе метасиликата натрия и ЭМКО при подготовке ствола скважины к цементированию
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ПРИЛОЖЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ
Актуальность проблемы. В результате проникновения фильтратов буровых и цементных растворов в призабойную зону пласта (ПЗП) происходят необратимые процессы, приводящие к снижению естественной проницаемости коллектора. В пластах с проницаемостью < ОДмкм2, составляющих значительную часть разрабатываемых продуктивных отложений в Пермском Прикамье, ухудшение коллекторских свойств составляет до 50% и более. Снижение проницаемости пористых сред, в основном, вызвано: набуханием глинистых включений, содержащихся в породах-коллекторах; образованием в ПЗП на значительной глубине нерастворимых осадков и стойких водонефтяных эмульсий. Снижение водосодержания в прокачиваемом по затрубному пространству тампонажном растворе при цементировании приводит к его недоподъему на проектную высоту, заколонным перетокам по цементному камню и затруднениям, связанным с освоением зацементированных скважин. В связи с этим проблема предупреждения глубокого проникновения в ПЗП буровых и цементных растворов и их фильтратов в процессе бурения и цементирования скважин актуальна и требует соответствующего решения.
Частично она решается выбором рецептуры бурового раствора, способного образовывать прочную непроницаемую фильтрационную корку на границе скважина-пласт и кольматационный экран в пристенной части скважины, которые, однако, могут разрушаться под действием многих факторов: из-за перепада давления при спуско-подъемных операциях и цементировании; вследствие механического разрушения корки элементами оснастки обсадной колонны, а также в результате физико-химического воздействия агрессивных фильтратов цементных растворов и буферных жидкостей.
В связи с этим существует необходимость совершенствования технологий и технических средств, применяемых при заканчивании скважин для упрочнения кольматационной зоны, снижения ее проницаемости и повышения устойчивости к воздействию перечисленных выше факторов.
Цель работы. Повышение качества вскрытия и разобщения продуктивных пластов путем повышения эффективности управляемой кольматации и физикохимической обработки приствольной зоны пласта в процессе первичного вскрытия и подготовки ствола скважины к цементированию.

в течение Т» 24 ч. Кроме того, в процессе спуско-подъемов бурильного инструмента (при смене долота) осуществляется динамическое воздействие на продуктивный пласт за счет дополнительно возникающего давления в среде бурового раствора.
Ориентировочно динамическое воздействие на продуктивный пласт можно оценить давлением, равным 15,0 МПа и действующим не менее 30 мин.
Ниже описаны результаты работ с двумя моделями пласта, кольматируемы-ми буровыми растворами различного типа, а) первая модель.
Отдельные цилиндрические образцы были проэкстрагированы, а затем насыщены с формированием начальной нефтенасыщенности и остаточной водона-сыщенности до условий, соответствующих пластовым.
Основные характеристики единичных образцов помещены в табл. 5.
Затем была скомпонована сборная модель пласта из 13 образцов в порядке, указанном в табл.5, общей длиной 28, 07 см. Через сборную модель пласта было осуществлено замещение керосина нефтью, вязкостью 1,012 сПз посредством фильтрации ее трех объемов пор при линейной скорости 5 м/сут., согласно /51/. Модель была выдержана при постоянной температуре 24 ч. При линейной скорости 2 м/сут. было осуществлено моделирование процесса вытеснения нефти пластовой водой удельного веса 1180 кг/м3 вязкостью 1,9 сПз. При полном обводнении выходящей струи скорость была увеличена в два раза и прокачано количество воды, равное двум объемам пор. Была определена общая проницаемость модели по пластовой воде, равная 35,3 мД. После чего модель была разобрана и измерена фазовая проницаемость по пластовой воде К[ (мД) для каждого исследуемого образца в направлении фильтрации (см. табл. 5). Затем модель была собрана вновь с учетом маркировки образцов, восстановлена фильтрация пластовой воды и замерена общая проницаемость, равная 37,4 мД.