Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Геологические условия анастасиевско-троицкого месторождения. история борьбы с выносом песка 13
1.1 Геологические и физико-механические особенности месторождения 13
1.1.1 Географическое расположение месторождения 13
1.1.2 Геологические условия залегания IV горизонта 16
1.1.3 Физико-химические свойства насыщающих породу флюидов 17
1.1.4 Физико-механические свойства нефтесодержащих пород 18
1.1.5 Краткий анализ геолого-технических условий эксплуатации скважин 22
1.2 Развитие методов предотвращения выноса песка на Анастасиевско Троицком месторождении 28
1.2.1 Методы, основанные на связывании зерен породы в призабойной зоне пласта скважины 29
1.2.2 Методы основанные на применении механических фильтров 32
1.2.3 Комбинированный метод 33
1.2.4 Метод крепления призабойной части пласта скважин полимеризованным проппантом 34
Глава 2 Исследование причин и механизма разрушения Призабойной зоны пласта 42
2.1 Оценка возможных причин выноса песка и определение механизма разрушения пород призабойной зоны скважин 42
2.1.1 Увеличение обводненности добываемой продукции 42
2.1.2 Суффозия 43
2.2 Механизм разупрочнения пород призабойной зоны скважин 48
ГЛАВА 3 Образование и развитие разуплотненных зон 51
3.1 Анализ накопленного опыта размещения расклинивающего агента в пласте 51
3.2 Определение оптимальных значений параметров, влияющих на успешность операции крепления пород призабойной зоны скважин 54
3.3 Подтверждение возможности существования разуплотненных зон 59
3.4 Состояние призабойной зоны пласта с учетом существования разуплотненной зоны 75
ГЛАВА 4 Модель развития уплотненной зоны в призабойной зоне пласта скважин 78
4.1 Процесс уплотнения разуплотненной породы призабойной зоны скважин 78
4.2 Обзор существующих моделей уплотнения породы призабойной зоны пласта скважины 79
4.3 Постановка задачи моделирования 82
4.4 Разработка простейшей модели уплотнения разуплотненной зоны 83
4.4.1 Условия и исходные данные задачи моделирования 83
4.4.2 Оценка радиуса разуплотненной зоны 85
4.4.3 Допустимое давление закачки 88
4.4.4 Учет условной формы разуплотненной зоны 89
4.4.5 Перспективы применения модели 91
ГЛАВА 5 Разработка технологии предупреждения пескопроявлений с учетом разуплотнения породы 96
5.1 Обзор существующих способов уплотнения разуплотненных пород призабойной зоны скважин с целью предотвращения выноса песка 96
5.2 Разработка способа предупреждения пескопроявлений с учетом разуплотнения породы 99
5.3 Результаты промышленного внедрения технологии 107
Заключение 111
Список использованных источников
- Геологические условия залегания IV горизонта
- Увеличение обводненности добываемой продукции
- Подтверждение возможности существования разуплотненных зон
- Условия и исходные данные задачи моделирования
Геологические условия залегания IV горизонта
Основная песчаная часть сложена, главным образом, мелкозернистыми рыхлыми песками и алевролитами с редкими прослоями глин, алевролитов и крепких известковистых песчаников. Толщина основной части IV горизонта достигает 100м. Пористость уплотненных пород ОПЧ составляет в среднем 30,7 %. Средняя проницаемость равна 1,076 мкм2 (достигает значений в 1,500 мкм2).
Средняя начальная толщина нефтяного слоя залежи составляла около 22 метров и плавно увеличивалась по направлению от Анастасиевского к Троицкому участку. Высота газовой шапки достигала 156 метров. С момента ввода месторождения в эксплуатацию толщина нефтенасыщенного слоя уменьшилась до 1-4м (в некоторых случаях до 0 метров). Водонефтяной контакт (ВНК) в залежи наклонен в юго-восточном направлении. Изначально его значения составляли 1521м на Анастасиевском участке и 1532м на Троицком. Газонефтяной контакт (ГНК) практически горизонтален и ранее отбивался на отметках 1501-1502м.
С началом промышленной добычи газа из газовой шапки ВНК и ГНК стали стремительно перемещаться вверх, и на 01.01.2013 г. их отметки составляют в среднем по горизонту: ВНК – 1469м, ГНК – 1468м.
Характерной особенностью залежи IV горизонта является наличие активного аквифера и массивной газовой шапки, которые на протяжении более чем 50 лет обеспечивают залежь необходимой для фонтанирования скважин пластовой энергией.
Нефть четвертого горизонта обладает низкой температурой застывания – ниже -45ОС. Нефтепродукты, полученные из нее, застывают при температурах ниже -60ОС. Поэтому она является ценным сырьем для получения арктического дизельного топлива, высококачественного масла и керосина. Нефть АТМ тяжелая, высокосмолистая, малосернистая и малопарафинистая. Давление насыщения равно 14,5 МПа. Газовый фактор изменяется в пределах от 47 до 62 м3/м3 при движении от юго-восточного периклинального окончания к центральной части Анастасиевского свода. Растворенный в нефти газ, как и газ газовой шапки – метановый.
Пластовая вода IV горизонта щелочная, слабоминерализованная, гидрокар-бонатно-натриевого типа. Минерализация воды варьирует и достигает значений от 700 до 1100мг/л.
Хорошие коллекторские свойства, гомогенность пород IV горизонта в совокупности с огромным энергетическим потенциалом водонапорного режима и режима газовой шапки обеспечивают достижение высоких показателей разработки и значения накопленного КИН, а большие запасы нефти и газа – высокие уровни добычи, осложненные значительным выносом песка при работе скважин.
Учитывая богатую историю, а также научный и производственный интерес к разработке месторождения, можно смело утверждать, что физико-механические и фильтрационно-емкостные свойства породы коллектора IV горизонта АТМ изучены в достаточной степени. По данным керновых исследований средняя пористость породы объекта составляет 28%. Проницаемость варьирует от 0,6 до 3,9 мкм2, среднее значение составляет 1,5 мкм2. Характерной особенностью пласта коллектора IV горизонта АТМ является слабая консолидация частиц его породы. Практически весь полученный из IV горизонта керн не имеет консолидированной структуры, в связи с этим фильтрационно-емкостные свойства породы определялись по наиболее плотным образцам, следовательно, измеренные значения свойств занижены по сравнению со средне-пластовыми. Учитывая длительный срок эксплуатации месторождения и постоянный вынос песка, геомеханические свойства пласта и текущее его состояние также может отличаться от первоначальных значений. Данные геофизических исследований скважин также подтверждают слабую консолидацию пород. Так, ВПГЧ представлена чередованием глинистых алевролитов, алевритов и рыхлых песчаников с глинами. Пропластки не выдержаны по площади и толщине, обычно тонкие, реже 3-5 метров толщиной. Коллекторы ОПЧ сложены рыхлыми песками, в основном кварцевыми, мелко- и тонкозернистыми, редко – крупнозернистые с включениями гальки, а также алевритами. Объемная глинистость песков и алевритов варьирует в пределах 0,14 – 30 %. Прослои глин и крепких карбонатных песчаников (толщиной 15 - 20см) в ОПЧ встречаются редко и имеют незначительную распространенность по площади.
Средняя плотность пород IV горизонта в пластовых условиях составляет 2580 кг/м3.
Прочность пород IV горизонта АТМ в основном определяется глинистым цементирующим веществом и капиллярными силами смачивания зерен породы пластовой нефтью. Коллектор представлен рыхлым песчаником и имеет низкие прочностные характеристики. На керне, отобранном в процессе разбуривания месторождения, прочность пород на сжатие лабораторно определить не представляется возможным. Для подобных пород прочность на сжатие определяется приблизительно «ногтевым» тестом и имеет значения от 0,5 до 1 МПа [1]. Такое низкое значение прочности породы делает ее склонной к разрушению и выносу при рабочих режимах скважины.
Упругость породы коллектора IV горизонта определяется модулем Юнга и коэффициентом Пуассона. Для консолидированных уплотненных песчаников характерными являются значения модуля Юнга от 3,3 до 7,8 ГПа. Однако замечено, что с разуплотнением и увлажнением породы значение модуля Юнга уменьшается, порода может из категории упругих перейти в категорию пластичных. В главе 3 данной работы будет проведен анализ результатов проведения операций крепления призабойной зоны пласта (КПЗП) на скважинах IV горизонта АТМ и представлены доказательства упруго-пластического поведения пород. Коэффициент Пуассона принят равным 0,2. Пластичность. Практически все кремнистые консолидированные песчаники относятся к категории хрупких пород [2]. Опираясь на данные керна, рыхлые песчаники IV горизонта, в смоченном состоянии, можно охарактеризовать как хрупко-пластичные. Для них свойственно сползание при приложении нагрузки (горного давления). В процессе операций КПЗП, при уплотнении породы до первоначального состояния, она начинает вести себя как упругая.
Твердость уплотненного консолидированного глинистого песчаника составляет от 4 до 5 по шкале Мооса (500 до 950 МПа по Бринеллю). Однако для рыхлого песчаника параметр твердости замерить не представляется возможным.
Для моделирования процессов крепления ПЗП наиболее важными физико-механическими свойствами являются прочность, упругость и пластичность породы. Низкие значения этих параметров для породы IV горизонта обуславливают ее склонность к разрушению и выносу.
Увеличение обводненности добываемой продукции
Также у этих методов есть и ряд практически выявленных недостатков, накладывающих ограничения на их применение: - отвердевание смолы в каверне приводит к снижению проводимости приза-бойной зоны и уменьшению продуктивности скважины; - за счет гравитации смола размещается, в основном, в нижней части полости и не укрепляет верхнюю ее часть. Только многократная ступенчатая закачка смолы в пласт позволяет укрепить всю ПЗП; - проникновение смолы может происходить по наиболее проницаемым про-пласткам и неравномерно по толщине продуктивного пласта.
В результате исследований [12] установлено, что каверны в условиях IV горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения, в большинстве случаев, выходят по высоте за пределы фильтра скважины, а их объем составляет 3-4 м3 и более. В таких условиях для исключения осаждения смолы в ПЗП, а также уменьшения объема ее закачки, применялась технология крепления вспененными смолами.
Такая обработка позволяет крепить рыхлые несцементированные пески по всей толщине продуктивного интервала с полным заполнением каверн, как в пределах фильтра, так и выше него, снижает расход смолы в 3-4 раза за счет увеличения объема при вспенивании. Однако по окончании отвердевания смолы образуют прочную массу, и в случае неточного расчета подачи продавочной жидкости, выбора недостаточного времени начала отвердения, а также отсутствия герметичности оборудования возможны образование смоляных пробок и прихваты труб в скважинах.
Применение методов закачки смол в призабойную зону пласта скважин Анастасиевско-Троицкого месторождения не дало нужной эффективности ограничения пескопроявлений. Во многом это связано со значительной обводненностью добываемой нефти. Для большинства применяемых смол характерна растворимость в воде. При попадании в призабойную зону они разбавляются пластовой водой, в результате чего резко снижаются их адгезионные свойства и прочность скрепления частиц песка. Часто при освоении крепленных таким образом скважин наблюдалось разрушение фильтра, что вызывало ряд дополнительных внеплано 32 вых технологических операций. Только 20 % скважин, закрепленных такими методами, продолжали успешно работать.
Применение химических способов крепления для скважин IV горизонта приводило к снижению проницаемости ПЗП, и, как следствие, к прорывам газа и воды к забоям скважин.
Избежать перечисленных проблем позволяет использование забойных про-тивопесочных фильтров (ППФ). На скважинах АТМ использовались механические фильтры различных конструкций: щелевые, проволочные (однослойные, многослойные), металлокерамические, титановые, сетчатые и др. [13]. Оптимальные параметры фильтров (площадь фильтрации, прочность материала корпуса, длина фильтровой части, длина и раскрытие отверстий фильтра) подбирались на основе лабораторных экспериментов, результатов теоретических [14, 15, 16] изысканий либо эмпирического опыта.
Существенными недостатками щелевых и проволочных фильтров является ускоренный выход из строя даже из-за незначительного механического повреждения фильтра, а также разрушение при обратной промывке с целью очистки поверхности от кольматирующих элементов. При спуске фильтра с пакерующим устройством в скважину часто происходит самопакерование. Возникают трудности при извлечении отработанного фильтра на поверхность, вызванные прихватом. Это значительно усложняет работы по установке и замене ППФ и ограничивает его применение. Установка ППФ на забой без последующей наружной гравийной набивки приводит к его скорому закольматированию мелкой фракцией пластового песка.
Длину фильтровой части, компоновку низа НКТ, материал и тип фильтра определяли на основе промысловых данных и промышленного опыта. Ширину щели и площадь фильтрации получали эмпирическим путем. Так, было определено, что фильтрационное сопротивление и эффективность фильтра, в первую очередь, зависят от соотношения ширины фильтра и среднего диаметра зерен выно 33 симого песка; наиболее эффективно работает фильтр, который удерживает частицы всех фракций с долей в распределении диаметров частиц по весу более чем 25 %. В таблице 1.5 приведены оптимальные значения размеров отверстий для различных типов механических фильтров полученные эмпирически [17].
Следует заметить, что средний межремонтный и период эффективной работы скважин с закрепленным забоем 1 - 1,5года, является следствием малой толщины и быстрым перемещением нефтенасыщенного слоя вверх, которое вызывает резкое увеличение обводненности продукции. Ввиду вышесказанного технологии крепления должны быть такими, чтобы при их реализации сохранялась целостность нефтяного слоя. Это обеспечивается минимизацией объемов закачки жидкости в пласт при намывах фильтров. Также в качестве крепителя нет необходимости использовать высокопрочные смолы, так как обводненность достигает критических показателей значительно раньше, чем разрушается сам фильтр. Учитывая этот факт, для увеличения экономической эффективности необходимо, чтобы фильтр работал не более 1,5 лет.
В последнее время на АТМ нашел применение способ крепления ПЗП скважины закачкой полимеризованного проппанта под давлением. Главная идея способа – создать в призабойной части пласта искусственный проппантовый фильтр, который под действием пластовых условий спекается в достаточно прочную, проницаемую структуру. При этом фильтр должен иметь возможно большую проницаемость, прочность и устойчивость к действию нефти, воды и кислот (соляной, глинистой).
Подтверждение возможности существования разуплотненных зон
Авторы работы [43] выполняли фильтрационные эксперименты над слабо-и неконсолидированными песчаниками, целью которых было определить возможность возникновения каверн или червоточин (каналов высокой проводимости) в образцах керна, которые являлись моделью призабойной части пласта скважины. Одним из основных выводов было подтверждение того, что в неконсолидированном песчанике при фильтрации через них нефтей различной вязкости возникновение червоточин или каверн невозможно. Следовательно, разуплотненный песчаник не может обладать свойствами упругого тела, а может рассматриваться только как вязко-пластическая среда, которая при приложении давления испытывает соответствующие деформации: пластическое течение при постоянном сопротивлении пласта [44].
Попросту говоря, при закачке в ПЗП скважины уплотняющего агента порода будет оттесняться в пласт. При этом фильтрационно-емкостные свойства коллектора будут изменяться. Так, пористость и проницаемость будут уменьшаться и могут достичь первоначальных значений в случае уплотнения породы до первоначального состояния.
Такой вывод позволяет по-новому определить физическую сущность процессов происходящих при креплении ПЗП скважин АТМ. В таких условиях невозможно провести ГРП или концевое экранирование с целью крепления пород ПЗП скважин, так как невозможно образование трещины (ни горизонтальной, ни вертикальной). Следовательно, применение классической схемы ГРП при креплении пород ПЗП скважин никогда не будет достаточно эффективным и давать стабильно хороший результат. Необходима новая технология крепления, которая бы учитывала упруговязкопластические свойства пород ПЗП.
Таким образом, возвращаясь к характерному графику параметров закачки при операции крепления пород призабойной зоны скважин (рисунок 3.5), описать процесс можно как уплотнение упруговязкопластической среды – породы (до седьмой минуты), разрушение уплотненной оболочки (при достижении давления 21,2 Мпа на седьмой минуте), разупрочнение породы (до 12 минуты). Затем следует новый цикл уплотнения (закончился на 14 минуте закачки). С учетом вышесказанного, формируется представление о породе ПЗП скважин АТМ не как об упругой, а как о пластичной среде.
Недоуплотнение Нередко, в 9% операций от анализируемых, при КПЗП на скважинах АТМ наблюдается недоуплотнение пород ПЗП скважин. На рисунке 3.8 приведен график параметров закачки уплотняющего и расклинивающего агентов при операции КПЗП скважин для случая недоуплотнения породы ПЗП.
На графике не наблюдается перегиба кривой давления закачки, заметен его постоянный плавный рост. В конце операции закачки нет резкого роста давления, свидетельствующего об уплотнении пород ПЗП скважины до упругого состояния. Такой характер поведения кривой давления в скважине характеризует значительно разуплотненные участки пласта или зоны разуплотнения таких размеров, что применяемые технические средства и объемы закачки не позволили уплотнить породу ПЗП скважины до первоначального состояния, то есть разуплотненная зона в ПЗП скважины настолько масштабна, что закачанного объема геля уплотнителя и расклинивающего агента недостаточно для её крепления. В данном случае на графике наблюдается постоянное уплотнение породы ПЗП скважины. Возможны случаи, когда зона разуплотнения имеет такие размеры, что используемая техника (насосы) не может обеспечить необходимые расходы и давления для уплотнения и крепления породы ПЗП скважины. В таком случае операцию КПЗП нельзя считать успешной, так как порода недоуплотнилась.
В подтверждение возможности существования разуплотненной зоны в ПЗП скважин можно привести и тот факт, что расчетное давление разрыва породы выше фактического, зафиксированного манометрами насосного агрегата. В дополнение к этому, согласно Экономидесу [32], формула для расчета давления гидроразрыва должна содержать еще и прочность пород на разрыв, которая в значительной степени определяется прочностью цемента матрикса горной породы и силами поверхностного трения, то есть расчетное давление гидроразрыва должно быть еще выше, чем рассчитанное по формуле (3.3). По факту же давление разрыва меньше расчетного, значит пластовые частицы не связаны цементирующим материалом и силы, связывающие зерна пласта малы, следовательно пласт разуплотнен. В таком случае нельзя говорить об образовании трещины. В ПЗП скважины идет процесс уплотнения породы разуплотненной зоны нефильтрующейся жидкостью разрыва, с оттеснением насыщающей жидкости в пласт. Подобная ситуация наблюдается при креплении пород ПЗП многих скважин IVгоризонта АТМ. В таблице 3.1 приведены значения расчетных и фактических давлений разрыва по некоторым скважинам АТМ. Таблица 3.1 – Сравнение расчетных и фактических давлений разрыва
Скважина Расчетное давление разрыва, МПа Фактическое давление разрыва, МПа Вертикальноенапряжение,МПа Горизонтальноенапряжение,МПа
В некоторых случаях фактическое давление разрыва все же больше расчетного, как в случае со скважиной И. В таблице 3.2 приведены значения расчетных и фактических давлений разрыва по скважинам АТМ, при операции КПЗП на которых наблюдается превышение фактического значения давления разрыва над расчетным. На рисунке 3.9 изображены кривые параметров закачки уплотняющего и расклинивающего агентов при операции КПЗП на скважине И.
На этой скважине в 2008 году операции КПЗП проводились 2 раза с интервалом в 2 месяца: операция 1 – 25.01.2008г.; операция 2 – 07.03.2008г. Технологии и условия проведения операций практически одинаковы, с той лишь разницей, что в случае проведения операции 1 объем геля крепителя был больше чем при операции 2 (7,6 м3 и 6 м3 соответственно), а масса деструктора меньше (5 кг и 7 кг соответственно). Это привело к некачественному разрушению сшитого геля и ухудшению проводимости ПЗП скважины. Для устранения этих последствий было решено провести кислотную обработку ПЗП скважины, которая стала причиной разрушения полимера и выноса проппанта и пластового песка в пласт, поэтому возникла необходимость в проведении повторного КПЗП скважины – операция 2.
В случае проведения операции 2 фактическое давление разрыва в первом цикле выше, чем в операции 1 (38 МПа и 24 МПа соответственно). Это связано с тем, что в ПЗП скважины уже находился частично полимеризованный проппанто-вый фильтр, на разрушение и оттеснение зерен которого в пласт требовалась большая энергия, чем на оттеснение песка, так как зерна проппанта значительно больше по размеру. Характер поведения кривой давления типичен для пластического состояния породы. Этот факт - очередное подтверждение того, что ПЗП скважины находится в разуплотненном состоянии. Подобная картина наблюдается и при креплении других скважин, когда операция КПЗП скважин проппантом проводится не впервые, а повторно.
Условия и исходные данные задачи моделирования
Классическим подходом к рассмотрению развивающихся в пласте процессов при операции крепления пород призабойной зоны пласта является подход, который учитывает упругие свойства породы и рассматривает ее как упругую среду, изменения в которой подчиняются законам упругой деформации. Так, при операции крепления в пласте происходят следующие процессы: - при закачке сшитого геля происходит сжатие породы и, после превышения предела упругости, ее разрушение с образованием трещин; - при продолжении процесса закачки проппанта наблюдается рост и распространение трещины по пласту, увеличивается раскрытие трещины и идет заполнение трещины проппантом; - после прекращения закачки и стабилизации давления стенки трещины смыкаются под действием горного давления, уплотняя частицы проппанта. Во второй главе данной работы рассматриваются способы КПЗП с использованием техники и технологии ГРП. Все способы в своей основе рассматривали горную породу продуктивного пласта как упругую среду. Специалисты выделяли в операции КПЗП стадии классического ГРП и рассчитывали параметры крепления призабойной зоны скважины по программам дизайна ГРП.
В третьей главе обосновано образование и развитие в пласте разуплотненных зон, поведение породы в которых подчиняется законам пластической деформации. Новую технологию крепления пород ПЗП скважин необходимо разрабатывать именно с учетом такого представления о породе. В связи с этим, способы крепления пород ПЗП с использованием технологии ГРП нельзя рассматривать в качестве аналогов.
Впервые разуплотнение породы в призабойной зоне слабосцементированно-го пласта частично рассматривается в патенте РФ № 2393339 [25]. Однако в нем авторы не затрагивают вопрос о развитии в ПЗП разуплотненных зон. Способ крепления предусматривает оттеснение песка из призабойной зоны скважины в пласт закачкой сшитого геля с целью устранения «нарушения компактности» структуры песка и образования «каверны». Таким образом, можно предположить, что авторы учитывают возможность образования в ПЗП скважин разуплотненных зон в виде «каверн». В действительности, при закачке сшитого геля в пласт разуплотненная порода уплотняется с образованием некоей полости, а не каверны, так как каверна может существовать только в упругих породах. При снижении давления стенки такой полости начинают сползать и смыкаться.
Способ включает вскрытие пласта перфорацией обсадной колонны (после переноса интервала фильтра), гидроуплотнение породы ПЗП скважины с образованием «каверны», намыв гравия в образовавшуюся каверну за обсадной колонной. Авторы пользуются критерием Сосьера при подборе фракции гравия, и предъявляют требования к соотношению плотностей гравия к пластовому песку.
В современных условиях главным недостатком данного способа является отсутствие математической модели описания характера и геометрических пара 98 метров «каверны», которая давала бы возможность оценить динамику ее изменения при закачке, а также позволяла бы рассчитать необходимые объемы и давления закачки для уплотнения и крепления пород разуплотненной зоны.
Ввиду отсутствия подобной модели и методики расчета, исполнитель операции вынужден подбирать параметры закачки на основе эмпирических данных, полученных при операциях КПЗП на других скважинах с подобными геологическими и геомеханическими условиями. В таком случае, как при превышении объемов закачки, так и при закачке проппанта в объёме меньше объема «каверны», операция крепления будет неэффективной, так как порода не будет уплотненной. Именно данная проблема зачастую и наблюдается на практике, в лучшем случае после проведения операции уменьшается количество выносимого песка.
Следует отметить, что существует еще несколько способов сооружения гравийного противопесочного фильтра, в которых используется термин уплотнение [53, 54, 55].Однако применяется он по отношению к гравию, а не к породе пласта. В патентах [54, 55] авторы предлагают выполнять технологические остановки после закачки расклинивающего агента с целью его уплотнения в ПЗП. Уплотнять закачанный гравий в патенте [56] авторы предлагают за счет периодического поднятия и опускания колонны насосно-компрессорных труб при закачке. В приведенных работах предлагается уплотнение гравия, а не разуплотненной породы призабойной зоны.
В силу вышеизложенного, единственным аналогом и прототипом разрабатываемого способа является способ создания гравийного фильтра в скважине [25], который предусматривает «гидроуплотнение» пород разуплотненной зоны и закрепление их в таком состоянии полимеризованным проппантом. 5.2 Разработка способа предупреждения пескопроявлений с учетом разуплотнения породы
Предлагаемая модель разуплотненной зоны позволяет разработать новую технологию крепления, которая должна удовлетворять следующим требованиям: 1. В качестве основы для описания текущего состояния призабойной зоны пласта должно быть представление о породе ПЗП как о пластической среде. 2. Технология должна учитывать разуплотненное состояние породы ПЗП, оценивать геометрические параметры разуплотненной зоны, динамику ее изменения при закачке уплотняющего агента. 3. Технология должна обеспечивать значительное уменьшение или прекращение выноса песка из пласта с продукцией скважины по сравнению с известными способами крепления. При разработке новой технологии учитывался опыт применения способа борьбы с выносом песка путем крепления пород ПЗП скважин полимеризованным проппантом на АТМ.
Учитывая тот факт, что слабосцементированная порода ПЗП в процессе эксплуатации скважины претерпевает разуплотнение и разупрочнение матрицы, важным для качественной борьбы с выносом породы является ее уплотнение до первоначального состояния в процессе осуществления операции КПЗП. При этом необходимо не превысить давление ГРП, чтобы не разрушить структуру породы. Для этого необходимо оценить объем разуплотненной зоны и, зная его, определить требуемый объем закачки. Объем разуплотненной зоны можно определить путем закачки нефильтрующегося геля в ПЗП с фиксацией времени скорости и давления закачки. График параметров закачки здесь является индикатором уплотнения породы. Схематическое представление характера поведения кривой давления закачки геля в разуплотненную призабойную зону пласта при операции КПЗП скважины представлено на рисунке 5.1.
