Введение к работе
Актуальность работы
В связи с ростом объемов бурения новых скважин в осложненных условиях существует потребность в повышении качества строительства нефтяных и газовых скважин. Одним из эффективных способов является сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов на стадиях первичного вскрытия и тампонирования скважин, а так же создание качественного цементного кольца, предотвращающего перетоки флюидов между пропластками.
В настоящее время наиболее широкий интерес приобрели методы совершенствования первичного вскрытия, но они не могут полностью обеспечить сохранность коллекторских свойств пласта при заканчивании скважин. Как показывает практика, в ходе тампонажных работ в пласт отфильтровывается до 50% от всей воды затворения. Проникновение фильтрата тампонажного раствора приводит к обводнению продукции скважины и затрудняет извлечение пластовых флюидов на поверхность. Об этом свидетельствуют и промысловые исследования. По месторождениям Западной Сибири необсаженные скважины имеют в среднем в 3-4 раза больший дебит по сравнению с обсаженными скважинами на тех же участках. Показателем ухудшения фильтрационных параметров пластов также являются высокие значения скин-факторов по скважинам многих других месторождений.
Несмотря на большой объем исследований, посвященных данному вопросу, проблема остается актуальной. В первую очередь это связано с невозможностью проведения промысловых испытаний с целью получения качественной оценки всех факторов, влияющих на проницаемость пласта. В связи с этим получение широкой информации по данному вопросу возможно лишь в ходе лабораторных исследований.
Для обеспечения максимальной сохранности коллекторских свойств продуктивных пластов в процессе тампонажных работ необходимо детально разобрать механизм воздействия тампонажного раствора на пласт. Выявив
ключевые факторы, оказывающие отрицательное действие на проницаемость пород пласта, и минимизировав их влияние, можно значительно эффективней сохранить коллекторские свойства пластов при заканчивании скважин.
Цель диссертационной работы - разработка методического подхода по выбору состава тампонажного раствора путем уточнения механизмов его воздействия на фильтрационно-емкостные параметры пласта.
Основные задачи исследования
-
Исследование факторов, способствующих изменению фильтрационно-емкостных параметров пород пласта в процессе тампонажных работ.
-
Моделирование процессов тампонирования скважины после первичного вскрытия пласта в лабораторных условиях. Исследование динамики фильтрационно-емкостных параметров пород при изменении составов буровых и тампонажных растворов и действующих репрессий.
-
Исследование физико-химических процессов взаимодействия нефтенасыщенных горных пород с фильтратом тампонажного раствора.
-
Разработка методического подхода по выбору состава тампонажного раствора для уменьшения отрицательного действия тампонажного раствора на пласт.
Методы исследования
Решение поставленных задач базируется на результатах лабораторных экспериментов с применением современных приборов и установок. Все испытания проводились по действующим стандартам Российской Федерации и American Petroleum Institute (API).
Для анализа результатов восстановления естественной проницаемости пород после тампонажных работ использована исходная промысловая информация, полученная с помощью современных приборов и методов измерения.
Научная новизна
-
Выявлено, что динамика фильтратоотдачи портландцементного тампонажного раствора через корку бурового раствора остается неизменной при репрессии на пласт более 5 МПа.
-
Установлено, что при условии наличия полимер-глинистой корки бурового раствора и репрессии на пласт ниже 13,8 МПа, изменение фильтрационных параметров терригенных песчаников происходит только за счет взаимодействия фильтрата тампонажного раствора с пластовыми флюидами, механическая кольматация породы твердой фазой тампонажного раствора отсутствует.
-
Определено, что основной причиной снижения проницаемости пород призабойной зоны пласта является образование высоковязких смесей в результате смешения фильтратов бурового и тампонажного растворов с пластовыми флюидами. При температуре 30С образуются смеси со статическим напряжением сдвига (СНС) 440 дПа и динамическим напряжением сдвига (ДНС) 2350 дПа, извлечение которых из породы на практике не установлено.
Практическая ценность
Разработанный методический подход по выбору состава тампонажного раствора для минимизации отрицательного действия технологий тампонирования скважины на фильтрационно-емкостные параметры пласта применяется в учебном процессе ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» при проведении практических и лабораторных занятий по курсу «Скважинная добыча нефти» со студентами специальности 130503 -«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а также с магистрами направления 130500 - «Нефтегазовое дело» по программе 553612 для решения задач по оценке восстановления проницаемости нефтенасыщенных горных пород после тампонажных работ.
На Мельниковском месторождении ОАО «РИТЭК» было проведено тампонирование скважины №2594 с применением предложенного методического подхода по подбору тампонажного раствора к конкретным условиям скважины. Полученные результаты по данным освоения скважины были положительными.
Апробация результатов работы
Результаты и основные положения работы докладывались на 63-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (г. Уфа, 2012), международном семинаре, посвященному памяти А.Х. Мирзаджанзаде «Неньютоновские системы в нефтегазовой отрасли» (г.Уфа, 2012).
Публикации
По теме диссертации опубликовано 4 печатных работы, в том числе: 2 статьи в изданиях, включенных в перечень ВАК Минобрнауки РФ, 2 статьи в материалах научной конференции.
Структура и объем диссертационной работы
Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 61 наименования. Текст работы изложен на 114 страницах, включая 29 рисунков, 20 таблиц, 2 приложения.
Автор выражает благодарность за помощь и внимание к работе проф. Ю.В. Зейгману, доц. Г.А. Шамаеву, проф. Л.Е. Ленченковой, а также всем сотрудникам кафедры разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета.
