Влияние изменения характеристик призабойной зоны многопластового объекта на продуктивность добывающих скважин

• Автор: Каюмов, Малик Шафикович
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2003
• Место защиты: Бугульма
• Количество страниц: 161 с.

1.1 Причины снижения дебита скважины.
1.2 Методы наблюдения за состоянием пластовых систем. Гидродинамические методы исследований пластов и скважин
1.3. Методы воздействия на пласт.
1.4. Основные выводы к главе.
ГЛАВА 2. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ, ПРИМЕНЯЕМЫХ НА ЦЕНТРАЛЬНЫХ ПЛОЩАДЯХ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.
2.1. Общие положения и история проблемы
2.2. Современное состояние внедрения МУН и ОПЗ.
2.3. Основные выводы к главе
ГЛАВА 3. РОЛЬ НЕОДНОРОДНОСТИ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА В ФОРМИРОВАВ 1ИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
СКВАЖИНЫ
3.1 Изменение фильтрационных свойств коллектора на примере Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения
3.2 Математическое моделирование работы добывающей скважины, вскрывающей многопластовую систему коллекторов, в условиях снижения пластового давления.
3.3 Математическое моделирование фильтрационных потоков жидкости в послойно неоднородном пласте.
3.4 Исследование процессов фильтрации жидкости в зональнонеоднородном пласте
3.5 Основные выводы к главе.
ГЛАВА 4. РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ОБРАБОТКИ
ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН И ИХ ИСПЫТАНИЯ В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ
4.1. Использование гидродинамических исследований и фильтрационных потоков
при выборе скважин для проведения ГТМ по стимуляции добычи нефти
4.2. Характеристика причин снижения производительности добывающих скважин
и мероприятия по сс восстановлению.
4.3. Обоснование комплексных технологий обработки призабойных зон добывающих скважин с целью повышения производительности
4.4. Технологическая эффективность внедрения комплексных технологий обработок призабойных зон скважин на ВосточноСулеевской площади Ромашкинского месторождения.
4.5. Основные выводы к главе.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ.
ЛИТЕРАТУРА


Набухание и размокание глин практически необратимые процессы, поэтому обработки, проводимые в скважине, могут только частично восстановить проницаемость продуктивного пласта в зоне воздействия. Твердые частицы с размерами меньшими, чем поры пласт, могут проникать в него до тех пор, пока не встретятся поры меньшего диаметра, где они задерживаются, блокируя проходное сечение. Это явление аналогично диспергированию глины в продуктивных породах и миграции ее часгиц в пористой среде. В призабойной зоне пласта, загрязненной твердыми часгицами глинистого раствора, относительная проницаемость для нефти снижается в раз. Корка, формирующаяся на стенках ствола скважины, состоит из твердых частиц бурового раствора с большими размерами, чем поры продуктивного пласта, и, следовательно, не проникающих в каналы пористой среды. Толщина корки зависит от соотношения размеров частиц глинистого расгвора и пор вскрытого пласта, объема фильтруемой воды, содержания твердых частиц в буровом растворе и т. Б. Выпадение в призабоиной зоне пласта посторонних примесей из воды. В процессе эксплуатации в скважины нагнетается вода, из которой в призабойной части пласта выделяется часть растворенных солей, которые, отлагаясь в порах пласта, уменьшает их проходные сечения ,. Одновременно с появлением воды в призабойной зоне образуется эмульсия нефтьвода, которая блокирует зону перфорационных отверстий. Диспергированные глинистые частицы, которые мигрируют через поры, увеличивают стабильность эмульсии и еще более затрудняют ее удаление.