Диссертация (1173023), страница 3
Текст из файла (страница 3)
Дебит, полученный при вызове притока, впроцессе отбора нефти в скважинах чаще всего увеличивается и стабилизируется в11течение от нескольких суток до месяца. Разница значений начальных и установившихся дебитов увеличивается с увеличением длины горизонтального ствола в продуктивной зоне [102].Увеличение дебита с увеличением площади фильтрации закономерно, обращает внимание на себя то, что разница между дебитом, установившимся в процессестабилизации притока в скважину, и начальным дебитом, полученным при вызовепритока, растёт с увеличением длины ствола показана на рисунке 1.1.5001450400дебит скважин, м 3/сут63503007250840,0039xy = 8,9065eR2 = 0,80120032150100305002505300350y = 7,5413e0,0017xR2 = 0,7579400450500550600650700750800850900950длина открытого забоя горизонтальных скваж ин, мначальный дебитустановившийся дебитРисунок 1.1 - Зависимость начальных и установившихся дебитов от длины горизонтального ствола скважин месторождений Арыскум (горизонт М-II) иАрысское (скв.
№ 30 горизонт Ю-0-3)Причиной такой закономерности являются фильтрационные барьеры, которыеформируются в ПЗП в результате более продолжительного контакта призабойнойзоны ствола с буровыми растворами в процессе заканчивания, а также за счёт гидродинамических особенностей промывки горизонтальных стволов.12Репрессия на пласт в вертикальной скважины практически не изменяется подлине ствола, так как гидродинамическому давлению в скважине при углублениипротивостоит пластовое давление, которое увеличивается с глубиной.В горизонтальном стволе пластовое давление практически остаётся неизменным с увеличением длины ствола, а гидродинамическое давление растёт пропорционально длине ствола, что в результате приводит к увеличению репрессия напласт и способствует упрочнению КЭ в ПЗП на стенках горизонтального ствола.Традиционные методы освоения скважины в этих условиях могут не обеспечитьприток из коллектора из-за загрязнения ПЗП [84,85].Результаты моделирования загрязнения ПЗП горизонтальных скважин с использованием цилиндрической системы координат показали, что продуктивностьскважин по этой причине может снижаться на 50% и более [71].Математическое моделирование, проведённое Бондаренко В.В.
[21], показало,что для сохранения дебита закольматированной горизонтальной скважины надоувеличить депрессию в 5 раз.1.2 Особенности формирования кольматационного экрана в призабойнойзоне скважин с открытым забоемЗаканчивание скважины ставит цель ограничить фильтрацию технологическихжидкостей в призабойную зону продуктивного пласта (ПЗП) при вскрытии бурением, но при освоении обеспечить максимальное восстановление исходной проницаемости коллектора.В этой связи при строительстве скважин определяющее значение имеют конструкция забоя и процесс формирования ПЗП. Конструкция призабойной частискважины разобщает напорные горизонты, сохраняет устойчивость ствола и обеспечивает проведение технологических операций и ремонтно - изоляционных работ.Конструкция забоя скважин выбирается с учётом геологических условий размещения газоводонефтенасыщенных пропластков, типа коллектора и свойств пород продуктивного горизонта.
Потенциально высокий уровень гидродинамиче13ского совершенства забоя имеет конструкция с открытым стволом, так как продуктивная часть коллектора остается полностью или частично не перекрыта эксплуатационной колонной, что обеспечивает наибольшую площадь фильтрации по сравнению с остальными вариантами заканчивания скважин. Но при этом варианте заканчивания повышается требование к качеству вскрытия пласта, которое зависитот состава и свойств применяемого раствора, режимов промывки и бурения, атакже от степени влияния различных этапов заканчивания скважин на гидродинамическую связь пласт ˗ скважина.
Пример влияния воздействий на различных этапах заканчивания скважины на начальный дебит скважин в процессе освоения приведены на рис. 1.2. В таблице 1.1 даны параметры бурового раствора использованные при вскрытии продуктивного пласта.Таблица 1.1 - Параметры бурового раствораМногофакторный анализ влияния этапов заканчивания скважин на добычныехарактеристики скважины подтверждает то, что между технологическими параметрами этапов заканчивания скважин и эксплуатационными характеристиками(удельным дебитом скважин, дебит, гидородинамическое совершенство ПЗП и др.)существуют непосредственная зависимость.
К этим параметрам относятся репрессии на пласт: при бурении, цементировании, перфорации. При этом довольно частонаибольшие влияние на снижение удельного дебита скважин оказывают репрессиипри цементировании эксплуатационных колонн [94] (смотреть рисунок 1.2).140,450,4Весомость воздействия0,350,30,250,20,150,10,050вскрытия освоениякрепления цементированияперфорациявызов притокаВиды операцииРисунок 1.2 - Распределение весомостей воздействия этапов заканчивания наначальную продуктивность скважин по подсолевым отложениям месторожденияКенкияк [92]Очень часто при наличии этих ограничений прибегают к сплошному цементированию продуктивной толщи с последующей перфорацией, так как этот вариантконструкции забоя реализуется с меньшими затратами времени и средств.
Но гидродинамические характеристики ПЗС в этом случае существенно ухудшаются, чтосказывается на эксплуатационных качествах скважины.На основании обширного статистического анализа А.Е. Нижник, И.О. Лебедев,А.К. Куксов установили, что цементирование является одним из источников серьезного загрязнения ПЗП, в результате которого удельная продуктивность скважиныснижается на 35% [91]. Про этому исключение этой операции из процесса формирования забоя даёт возможность сохранить фильтрационные характеристики ПЗП.С другой стороны, изоляция пород, находящихся выше кровли продуктивнойтолщи, даёт возможность использовать буровые растворы для вскрытия продуктивной толщи со свойствами, обеспечивающими лучшую сохранность коллектора.15Скважины с «открытым» забоем имеют увеличенную фильтрующую поверхность ствола в продуктивной толще (до 0,5 м 2 на 1 м ствола, против 0,03-0,07 м2 на1 м ствола в перфорированном стволе) и обеспечивают более высокую продуктивность.
Для скважин с горизонтальными стволами эта особенность «открытого» забоя имеет особо важное значение.Однако, «открытый» забой имеет целый ряд ограничений, которые связан: снизкой прочностью пород, находящихся в необсаженном интервале ствола; с наличием зон интенсивного притока посторонних фаз (напр., пластовых вод); с активным выносом «песка» из продуктивной зоны.Основным ограничением для использования конструкции «открытый забой»является устойчивость пород продуктивной толщи [95 и др.], при наличии которойпродуктивный пласт можно не цементировать и укрепить фильтром (смотреть рисунок 1.3, в,г), но при этом обеспечить высокий уровень гидродинамической связипласт-скважина при вызове притока в процессе освоения.Рисунок 1.3 - Схемы забойного заканчивания горизонтальных скважин открытымстволом.а) – открытый забой; б) фильтьр-хвостовик со щелевидными отверстиями; в)фильтр- хвостовик с заколонными пакерамВ промысловой практике в настоящее время имеется целый арсенал технических средств и технологических приёмов, которые дают возможность обеспечитьвысокие эксплуатационные качества скважины, не прибегая к сплошному цементированию продуктивной толщи.
Прежде всего это использование фильтров-хвостовиков, которые позволяют закрепить ствол скважины в его призабойной части,что даёт возможность повысить депрессию на пласт, а следовательно, и притокфлюида к скважине [58,59].16Современные забойные фильтрующие системы не только фильтруют пластовые флюиды, но и упрочняют стенки скважины. Так «расширяющиеся» песчаныефильтры держат нагрузку до 70 МПа [53].При использовании «открытого» забоя, кроме проблем с устойчивостьюствола, существенную роль имеет фильтрационный экран (КЭ) на проницаемыхстенках ствола скважины, который формируется при вскрытии бурением на проницаемых породах в виде фильтрационной корки (ФК), пристенной зоны пласта, закольматированной тонкодисперсной фазой бурового раствора (ЗК) и зоны проникновения фильтрата бурового раствора (УФ).Для скважин, в которых продуктивная зона обсажена перфорированной обсадной колонной, влияние КЭ на начальный дебит менее заметно, так как в результатевторичного вскрытия КЭ частично или полностью преодолевается перфорационными каналами.
При вызове притока в скважине с «открытым» стволом КЭ затрудняет приток пластовых флюидов в скважину и должен быть удалён. То есть в процессе заканчивания скважины при вскрытии продуктивного пласта бурением КЭдолжен затруднять фильтрацию в пласт, но вызов притока пластовых флюидов может быть полноценным при удалении ФК и ЗК.Удалению ФК и ЗК способствуют кислоторастворимые наполнители в буровых растворах, которые обеспечивают поверхностную кольматацию и при освоении разрушают КЭ соляной кислотой [60, 62-64, 73]. Эффективность такой технологии весьма высокая, так как взаимодействие карбонатных минералов с солянойкислотой характеризуется 98%-ным растворением. Фильтрационные свойства таких растворов обеспечиваются оптимальным фракционным составом для обеспечения поверхностной кольматации и полимерными реагентами ˗ понизителями водоотдачи, которые однако, проникая в коллектор, создают дополнительные фильтрационные сопротивления движению флюидов.
[67-76].Низкопроницаемые КЭ формируют высококачественные глинистые растворы,но их структурообразующая основа трудно поддаётся химическому разрушению иплохо вымывается из порового пространства породы из-за высокой адгезионнойактивности. Разработка условий эффективного разрушенияФК и ЗК упростит17освоение скважин и повысит их продуктивность. Для ФК это означает низкую проницаемость при фильтрации в пласт и удаление при вызове притока для свободнойфильтрации пластовых флюидов.Цель настоящей работы ˗ повышение эффективности кислотного разрушенияФК и ЗК за счёт оптимизации состава твёрдой фазы буровых растворов с цельюсоздания КЭ минимальной проницаемости при вскрытии продуктивных отложенийбурением, который в процессе освоения скважины удаляется кислотной обработкой для восстановления гидродинамической связи пласта со стволом скважины.Научная новизна поставленной цели заключается в том, что впервые исследуются процессы кислотного разрушения ФК с карбонатным наполнителем в зависимости от фракционного состава и распределения карбонатного наполнителя вструктуре ФК.18ГЛАВА 2.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
