Исследование и усовершенствование технологий вскрытия и разобщения сложно построенных многопластовых залежей

• Автор: Долгушин, Василий Анатольевич
• Шифр специальности: 25.00.15
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2010
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 242 с. : ил.

1. АНАЛИЗ ПРИМЕНЯЕМЫХ КОНСТРУКЦИЙ ЗАБОЯ СКВАЖИН

ТЕХНИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ.

ИЗОЛЯЦИЯ ВОДОНАСЫЩЕННЫХ ГОРИЗОНТОВ

1.1. Применяемые на месторождениях ЗападнойСибири

конструкции скважин.

1.2. Требования, предъявляемые к методам формирования

конструкции забоя фильтра скважин

1.3. Концепция формирования конструкции фильтра скважины

при первичном вскрытии и креплении скважины

1.4. Исследования по изоляции водонасыщенных пропластков

методами гидрофобизации проницаемой среды. Разработка рабочей гипотезы.

1.4.1. Существующая методология ограничения водопритоков
1.4.2. Теоретические аспекты
1.4.3. Теоретические основы возможности использования
кремнийорганических соединений для гидрофобизации поверхности
1.4.4. Общая характеристика МКД Кварц Исследование
химического состава
1.4.5. Методика проведения и фильтрационные исследования
реагента МКД Кварц.
1.4.6. Анализ и обработка полученных результатов
1.5. Анализ и совершенствование методов селективной изоляции
проницаемых пород в процессе их первичного вскрытия
1.5.1. Обоснование методологии изоляции водонасыщенных
пластов при первичном вскрытии на основе анализа существующих технологий
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1
2. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ РЕПРЕССИИ И ДЕПРЕССИИ НА
ФИЛЬТРАЦИОННОЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПРИЗАБОЙНОЙ
ЗОНЫ ИПРОНИЦАЕМЫХ ПЛАСТОВ.
2.1. Динамика забойного давления при вскрытии продуктивных
пластов и глушении скважины.
2.2. Оценка влияния проницаемости призабойной зоны на дебит скважины.
2.3. Прогнозирование пластового давления и равновесной скорости бурения
2.4. Разработка алгоритма управления устьевым давлением при
вскрытии продуктивного пласта
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ОГРАНИЧЕНИЯ
ВОДОПРИТОКОВ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ.
3.1. Теоретические основы разработки технологий ограничения водопритока в скважинах.
3.2. Основные характеристики водоизолирующих составов и композиций
3.3. Результаты промысловых исследований водоизолирующих композиций и составов.
3.4. Причина и факторы, снижающие качество первичного вскрытия продуктивных отложений и разобщения пластов при цементировании эксплуатационных колон.
3.5. Факторы, нарушающие герметичность разобщения пластов при 5 вторичном вскрытии и эксплуатации скважин.
ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3
4. ИССЛЕДОВАНИЕ И УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ
ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ФЛЮИДОНАСЫЩЕННЫХ
ГОРИЗОНТОВ И ИХ РАЗОБЩЕНИЕ.
4.1. Технология первичного вскрытия пластов продуктивной толщи в водонефтяных зонах и их разобщение с использованием гидрофобных буровых и тампонажных растворов.
4.2. Технология первичного вскрытия для снижения обводненности добываемой продукции
4.3. Технологии по формированию конструкций фильтра и забоя скважины
4.3.1. Технолог ия и техника формирования конструкции фильтра многопластовой залежи нефти.
4.3.2. Технология и техника консервации продуктивных горизонтов многопластовой залежи.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ


Приток из этой зоны при испытании скважин без дополнительного воздействия на пласт методами стимулирования притоков нефти осуществляется за счет свободной воды. Переходная зона зона совместных притоков пластовой воды и нефти. В подошве этой зоны фазовая проницаемость по нефти Кпрм 0, а содержание остаточной нефти соответствует ее максимальному значению. В кровле зоны фазовая проницаемость по воде Кпм 0, свободная вода выше этой зоны целиком переходит в связанную. При испытании этой зоны получают притоки за счет свободной воды и подвижной нефти, по соотношению которых эту зону расчетным путем можно разделить на эквивалентные водо и нефтенасыщенные толщины. Толщина переходной зоны в пределах одной залежи находится в сложной зависимости от свойств пород и пластовых флюидов и строения коллекторов. В общем случае она обратно пропорциональна проницаемости и однородности пород в этой зоне. Чем ниже проницаемость пород и выше неоднородность слоистость, тем выше значение критической водонасыщенности и больше толщина переходной зоны. Зона недоиасыадения порового объема коллектора нефтью. На нижней границе Км 0, на верхней нефтенасыщенность достигает своего максимального значения. Водонасьпценностъ коллектора по толщине снизу вверх убывает за счет снижения доли диффузных слоев при создании на пласт градиента давления. При вскрытии пласта бурением обычными глинистыми растворами, как показано , формируются заметные зоны проникновения, видимо, за счет хорошей подвижности диффузных слоев связанной воды при ее вытеснении фильтратом бурового раствора. Зона предельного нефтенасыщения.