Совершенствование технологии заканчивания скважин на нефтяных месторождениях Среднего Приобья

• Автор: Сарсембаев, Усербай Исхакович
• Шифр специальности: 25.00.15
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2002
• Место защиты: Тюмень
• Количество страниц: 145 с. : ил

1. Совершенствование технологии заканчивания скважин на примере месторождений Среднего Приобья .
1.1 Краткая геологическая и геологопромысловая характеристика нефтегазовых месторождений Среднего Приобья.

1.2 Литологическая характеристика продуктивных отложений

1.3 Анализ состояния фильтрационноемкостных свойств ФЭС продуктивных пластов

1.3.1 Основные геологотехнические факторы, снижающие

ФЭС коллекторов при первичном вскрытии

1.3.2 Оценка влияния различных видов реагентов на снижение Составляющих бурового раствора на снижение ФЭС продуктивного пласта

1.3.3 Оценка влияния фильтратов тампонажных растворов на продуктивность скважин

Выводы по разделу 1 .

2. Анализ состояния вторичного вскрытия продуктивных пластов и вызова притока скважин.
2.1 Оценка зависимости продуктивности скважин от типа применяемых перфораторов и перфорационных сред.
2.2 Оценка зависимости продуктивности скважин при вторичном вскрытии от депрессии
Выводы по разделу 2 .
3. Анализ состояния ОПЗ на стадии заканчивания скважин.
3.1 Оценка эффективности обработки призабойной зоны ОПЗ пласта на стадии строительства скважин
3.2 Анализ состояния призабойной зоны по данным гшастоиспытателей пластов .
3.3. Оценка применения отношения продуктивностей ОП к анализу качества заканчивания скважин.
3.4. Обоснование и выбор направлений повышения эффективности обработки призабойной зоны пласта при заканчивании скважин
Выводы по разделу 3 .
4. Промысловые, лабораторные и стендовые исследования по выбору оптимальных технологических методов и средств качественного заканчивания скважин Западной Сибири.
Стр.
4.1. Лабораторные и стендовые исследования по выбору рецептур буровых растворов для первичного вскрытия продуктивных пластов
4.1.1. Методика проведения лабораторных исследований
4.1.2. Результаты лабораторных исследован и по определению влияния фильтров буровых растворов и перфорационных средств на проницаемость кернов
4.1.3. Результаты стендовых исследований по изучению влияния буровых растворов на изменение проницаемости модели призабойной зоны
4.1.4. Рекомендуемые типы буровых растворов для качественного вскрытия продуктивных пластов.
Выводы по разделу 4.1
4.2. Исследования по выбору оптимальных типоразмеров перфораторов и перфорационных сред для вторичного вскрытия продуктивных пластов.
4.2.1. Промысловые исследования зависимости продуктивности скважин от типоразмеров перфораторов
4.2.2. Промысловые испытания по определению оптимальных видов перфорационных сред.
4.2.3. Рекомендуемые величины репрессии и депрессии при вторичном вскрытии продуктивных пластов
4.2.4. Выбор способа вторичного вскрытия и перфорационных сред в зависимости от геологических условий и условий разработки месторождения
Выводы по разделу 4.2
4.3. Экспериментальные исследования по оценке эффективности обработки призабойной зоны
4.3.1. Анализ проб жидкости, отобранных по стволу работающей скважины
4.3.2. Анализ проб жидкости, отобранных при промывке скважин.
4.3.3. Исследования растворимости забойных отложений кислотных составов .
4.3.4. Исследования продуктов реакции после кислотного воздействия на пласт.
4.3.5. Новая технология повышения продуктивности пластов скважин
Выводы по разделу 4.3
Список используемых источников


Состав песчаников и алевролитов аркозовый кварца 0 , полевых шпатов 0, обломков пород 0, смолы 5. Цемент пленочнонорового типа, составляет в породах скв. Пленки
прерывистые, развиты неповсеместно, по составу хлоритовые и гидросмодистохлоритовые, в порах коадинит. Изучен по скважинам 2, 6, 7 и 5. В скважинах 6 интервал ьм и 7 интервал 6 м нефтенасыщенные породы представлены в основном песчаниками мелкозернистыми, преобладающие размеры обломков 0,Ю,мм и иногда мелкозернистыми 0,2Ю,Змм слабо сцементированными, часто распавшимися в процессе бурения на тонкие плитки. В целом породы имеют Кп,,8, Кпр 6Ю мД, КвоЮ1, плотность 1,, гсм3. Состав песчаников ариозовый, но иногда близок к полимиктовым особенно в более крупнозернистых разностях, кварца 0 , полевых шпатов 0, обломков пород 5, смолы 5. Цемент пленочнопоровый, составляет , в более мелкозернистых разностях до . Пленки чаще всего тонкие, прерывистые, хлоритового и гидросмодистохлоритового составов, в порах коалинит, редко гидросмодистохлоритовый материал и кальцит. Изучен по скважинам 2, 3, 4, 6, 9 и 5. Во всех скважинах породы нефтенасыщенные, хотя иногда прослоями и без нефти, в виду неоднородности разреза и наличия прослоев непроницаемых пород. Лишь в скв. Д, есть прослои и коллекторов с проницаемостью менее мД. Открытая пористость К обычно в пределах 3, редко до скв. Кв0 достаточно высокий, чаще выше , нередко до 0, и лишь в скв. Плотность пород 2,, гсм3, а в скв. Наиболее охарактеризован керн в скважине 7. Он представлен довольно хорошо проницаемыми К ,,7, Кпр,8 мД и Ки6г при плотности 2,, гсм3 породами.