Повышение качества вскрытия продуктивных объектов путем регулирования гидродинамического давления при бурении скважин (на примере месторождений Западного Казахстана)

• Автор: Костянов, Валентин Михайлович
• Шифр специальности: 05.15.10
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 1984
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 159 c. : ил

1. Анализ современного состояния проблемы повышения качества вскрытия продуктивных пластов и обоснование задач исследований .

1.1. Современное состояние изученности проблемы вскрытия продуктивных пластов .

1.1.1. Кольматация поровых каналов твердой фазой промывочной жидкости.

1.1.2. Процессы, происходящие в пласте, под воздействием проникшего в него фильтрата .

промывочной жидкости

1.2. Обзор существующих методов и средств по сохранению фильтрационных характеристик

пласта при вскрытии .

1.3. Краткий обзор лабораторных исследований по определению изменения проницаемости кернов под воздействием промывочных жидкостей и их фильтратов
1.4. Выводы на основании анализа литературных источников и обоснование задач исследований .
2. Краткая характеристика геологофизических свойств коллекторов месторождений Мангышлака .

2.1. Коллекторы гранулярного и гранулярнотрещинного типа

2.2. Коллекторы трещинного и каверновотрегцин
ного типа
с.
2.3. Изменение коллекторских свойств продуктивных пластов при вскрытии
2.4. Выводы .
3. Исследование гидродинамических процессов при
разрушении горных пород и их влияния на качество вскрьггия пластов .
3.1. Исследование изменения гидродинамического давления в затрубном пространстве при механическом разрушении горных пород во время бурения
3.1.1. Замеры гидродинамического давления в бурящихся скважинах с помощью специально созданного устройства и анализ полученных результатов
3.1.2. Эксперименты по выявлению связи продольных колебаний бурильной колонны и колебаний гидродинамического давления в затрубном пространстве .
3.2. Разработка методики определения оптимального расхода бурового раствора при вскрытии продуктивных горизонтов по критерию миницупиа дифференциального давления в системе скважинапласт
3.2.1. Выявление влияния концентрации выбуренной породы на приращение дифференциального давления в затрубном пространстве при бурении и вскрытии продуктивных горизонтов
С.
3.2.2. Определение допустимой механической скорости при бурении скважин в зонах поглощения бурового раствора
3.2.3. Определение оптимального расхода бурового раствора при бурении и вскрытии продуктивных горизонтов .
3.3. Выводы .
4. Опытнопромьшшенньте испытания результатов исследований по регулированию колебания гидродинамического давления в затрубном пространстве в интервале работы долота при разрушении горных пород и оценка влияния указанных колебаний на качество вскрытия продуктивных горизонтов
4.1. При бурении добывающих скважин на нефтяных месторождениях .
4.2. При бурении глубоких разведочных скважин
на площадях Западного Казахстана.
4.3. Выводы
Основные выводы и рекомендации
Литература


Частицы, которые больше порового канала,не принимают участия в процессе формирования приствольного кольматационного слоя и выносятся из скважины потоком бурового раствора. Значительно меньшие частицы вначале беспрепятственно внедряются в пласт. По мере создания кольматационного слоя в пласт смогут проникать все более мелкие по размерам частицы, а затем лишь фильтрат бурового раствора. Автор считает, что для большинства пластовых пород и буровых растворов процесс образования приствольного кольматационного слоя протекает очень быстро и протяженность в пласте зоны ускоренно внедрившихся твердых частиц не превышает мм. Если скважина перфорируется с помощью цулевого перфоратора, создаваемые перфорационные каналы простираются далеко за цределы зоны внедрения бурового раствора и эффект ухудшения продуктивности за счет внедрившихся в пласт твердых частиц будет пренебрежительно мал. Тем не менее, в некоторых случаях буровой раствор содержит очень небольшое количество закупоривающих добавок или слишком крупные частицы. В этих условиях зона загрязнения будет иметь болыцую протяженность. Получается парадокс ухудшение
продуктивности скважины за счет отложений твердых частиц из бурового раствора может происходить с меньшей вероятностью при высоком содержании твердых частиц в буровом растворе, чем при низком. В на основании экспериментальных данных установили, что глубина проникновения тонкодисперсной и коллоидной фаз глинистого раствора в пористую среду определяется порометрической характеристикой последней, перепадом давления и размерами частиц тонкодисперсной фазы раствора. В общем случае в поровых и мелкокавернозных коллекторах глубина зоны кольматации не превышает мм, а в трещинах и каналах выщелачивания может быть очень большой до нескольких метров. В 8 отмечены случаи проникновения гематита на глубину до м. В отмечается, что продуктивность карбонатных пластов с низкой проницаемостью матрицы зависит от наличия открытых трещин. Согласно лабораторным исследованиям, если размеры частиц в буровом растворе недостаточно велики, чтобы закупорить трещицубуровой раствор проникает в нее, фильтруется через ее боковую поверхность и фактически на всей ее поверхности образует глинистую корку. Загрязненные таким образом трещины не очищаются при пуске скважины в экспдуатацию. Это подтверждают эксперименты, проведенные во ВНИИКРнефти . Исследования показали, что при заканчивании скважин с открытым забоем в трещиноватопористых коллекторах проницаемость их в результате кольматации снижается на 4 . При бурении скважин в верхнемеловых отложениях, на площадях Октябрьская, 1дермесская, Брагунская в объединении Грознефть продуктивные пласты, представленные коллекторами трещинного типа во время бурения поглощали сотни кубометров глинистого раствора и воды. Во время последующей эксплуатации скважин вынос твердой фазы поглощенного раствораге
матита и других наблюдался в течение нескольких месяцев после начала эксплуатации. Очевидно, что, если бы коллектор имел трещины меньшего размера, то могла бы произойти закупорка трещин и вызов притока был бы затруднен. Поэтому в качестве твердой фазы необходимо применять такие материалы, которые впоследствии можно растворить соляной кислотой или другим реагентом. В объединении Мангышлакнефть взят курс на стопроцентное использование вместо барита местного мела. В отличии от твердых частиц фильтрат промывочной жидкости проникает в продуктивный пласт на довольно значительное расстояние. На основании результатов исследований, приведенных в , установлено, что радиус ухудшенной проницаемости загрязнения изменяется от 1,9 до ,5 м и в среднем составляет ,4 м. При этом проницаемость пласта в приствольной зоне в среднем в 4,3 раза, а по отдельным измерениям раз ниже, чем в удаленной зоне. По данным исследований , наибольшая гдубина проникновения фильтрата в пласт составляет от 5 м до 8 метров. Исследования, проведенные в Польском институте нефти зопоказали, что снижение проницаемости песчаников под воздействием промывочной жидкости может доходить до .