68

Размещено на http://www.allbest.ru/

68

Автореферат диссертации

на соискание ученой степени

доктора технических наук

Совершенствование технологических процессов и технических средств при завершении скважин

Специальность 25.00.15

Технология бурения и освоения скважин

Нижник Алексей Евстафьевич

Краснодар - 2009

Работа выполнена в Научно-производственном объединении "Бурение"

(ОАО НПО "Бурение")

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Вартумян Георгий Тигранович

доктор технических наук, профессор Крылов Виктор Иванович

доктор технических наук, профессор Ахрименко Вячеслав Ефимович

Ведущее предприятие - Открытое Акционерное Общество

"СевКавНИПИгаз"

Защита состоится "_____"___________ в _____ часов на заседании диссертационного совета Д 222,019.01 при ОАО НПО "Бурение"

по адресу: 350063 г. Краснодар, ул. Мира, 34.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке НПО "Бурение".

Автореферат разослан " _____" ____________ г

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук Л.И. Рябова

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. Разработка и совершенствование технологических процессов и технических средств при завершении скважин, направленных на снижение материальных и энергетических затрат, повышение надежности и долговечности, максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов, имеют большое народнохозяйственное значение.

Завершение строительства скважины является одним из основных и технологически сложных процессов, которые охватывают весь цикл работ от начала вскрытия продуктивного пласта бурением и до ввода скважины в эксплуатацию.

Несмотря на то, что проблеме повышения качества завершения скважин уделяется все большее внимание, заметного успеха добиться не удается. По нашим данным и оценкам многих исследователей, средняя относительная продуктивность пласта эксплуатационных скважин почти в два раза ниже потенциально возможной, а период освоения составляет от нескольких суток до месяцев. Кроме того, многие из вводимых скважин имеют межколонные давления или обводняются в первые месяцы работы. Это объясняется не только отсутствием современных разработок, но и плохой организацией их внедрения, а также тем, что разработки не являются комплексными и не привязаны к конкретным горно-геологическим условиям.

Одним из наиболее ответственных технологических процессов является крепление скважин, качество которого зависит от успешности изоляционных работ.

Анализ состояния фонда нефтяных и газовых скважин показал, что основными причинами низкого качества крепления скважин по-прежнему являются отсутствие герметичности заколонного пространства, а именно:

затрубные, межколонные и межпластовые нефтегазоводопроявления и перетоки;

недоподъем цементного раствора на заданную высоту.

Главным направлением работ по повышению качества завершения скважин, с точки зрения увеличения их производительности и повышения информативности, является решение задачи по максимально возможному сохранению проницаемости продуктивных пород в призабойной зоне пласта (ПЗП). Проблема сохранения коллекторских свойств является особенно актуальной в низкопроницаемых поровых, трещинно-поровых и трещинных коллекторах. Все это вызывает необходимость изучения и систематизации причин и выработки конкретных мероприятий с целью повышения качества крепления скважин и исключения осложнений с учетом геологических особенностей строения месторождений и применения новых и усовершенствованных технологических решений, технических средств, материалов и химических реагентов.

Актуальность проблемы совершенствования технологии завершении скважин, особенно на сложно построенных залежах при низкопроницаемых коллекторах подтверждается рядом научно-технических программ и теми проблемными вопросами, которые постоянно поднимаются на многих научно-практических конференциях и совещаниях разного уровня.

Цель работы. Совершенствование технологических процессов, технических средств и комплексной технологии завершении скважин, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов, высокое качество цементирования обсадных колонн и предупреждение осложнений при вскрытии, креплении, освоении и эксплуатации.

Основные задачи исследований.

1. Анализ состояния проблемы завершения скважин при вскрытии и креплении.

2. Обобщение опыта и исследование влияния основных технологических факторов на качество завершения скважин.

3. Совершенствование методики исследований с целью оценки влияния технологических жидкостей на проницаемость породы коллектора.

4. Установление влияния показателей свойств буровых, тампонажных растворов и камня, технологических факторов геолого-физических характеристик коллекторов на оптимальный состав компонентов в рецептурах тампонажных растворов.

5. Исследование свойств тампонажных растворов и буферных жидкостей, обработанных новыми химическими реагентами, оптимизация их составов и установление влияния этих реагентов на проницаемость призабойной зоны пласта и физико-механические характеристики раствора и камня.

6. Разработка и совершенствование способов и технических средств для предотвращения загрязнения продуктивного пласта при завершени (креплении) скважин.

7. Создание комплекса технических средств, материалов и технологических решений, обеспечивающих высокое качество цементирования скважин в сложных горно-геологических условиях, в том числе при наличии аномальных пластовых давлений и многолетнемерзлых пород.

8. Обеспечение технического и экономического эффекта от практической реализации разработок при завершении скважин в различных горно-геологических условиях.

Методика исследования

Для решения поставленных задач проанализированы и обобщены литературные и промысловые данные, проведены теоретические, лабораторные, стендовые и промысловые исследования с использованием современной аппаратуры, оборудования, методов моделирования и математической статистики.

завершение скважина качество крепление

Защищаемые положения

На защиту выносится совокупность научных разработок и положений, методических, технических и технологических решений и рекомендаций, обеспечивающих высокое качество крепления скважин и сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов, включающая:

1. Результаты исследования влияния технологических факторов на качество завершения скважин;

2. Методика априорной оценки качества завершения скважин по данным лабораторных исследований;

3. Комплексный методический подход к выбору технологических решений, технических средств, материалов и химических реагентов для завершения скважин в сложных горно-геологических условиях.

4. Результаты исследования новых материалов и химических реагентов, влияющих на свойства буферных жидкостей и тампонажных растворов;

5. Оптимальные составы новых тампонажных материалов, буферных жидкостей и цементных растворов;

6. Конструктивные особенности технических средств, используемых при креплении скважин, и область их применения;

6.1 Особенности технологической оснастки эксплуатационных колонн, используемой для сохранения коллекторских свойств пласта

6.2 Технические средства для повышения качества цементирования обсадных колонн, в том числе хвостовиков;

7. Результаты внедрения разработанных технико-технологических решений и рекомендаций при завершении скважин в различных горно-геологических условиях.

Научная новизна

1. Обоснован метод количественной оценки качества завершения скважин и влияния различных факторов на сохранение коллекторских свойств пласта и качество цементирования.

2. Усовершенствована методика исследования влияния технологических жидкостей на проницаемость кернов.

3. Осуществлена прогнозная оценка влияния различных технологических жидкостей на фильтрационную характеристику продуктивного пласта, позволяющая регулировать их свойства применительно к конкретным геолого-техническим условиям.

4. Исследовано влияние процесса цементирования на продуктивность скважины.

5. Изучено по фактическим данным влияние режимов цементирования на полноту замещения бурового раствора цементным и качество крепления скважин.

6. Разработана методика компоновки элементов технологической оснастки для повышения надежности и эффективности их работы.

7. Созданы экспериментальные установки для проведения исследований по оценке влияния жидкой и твердой фаз буровых и цементных растворов на проницаемость образцов керна в условиях, близких скважинным.

8. Обоснован выбор технико-технологических решений для повышения качества крепления скважин в сложных горно-геологических условиях.

9. На уровне изобретений разработаны технологии, технические средства, материалы и химические реагенты.

Практическая значимость работы

Разработаны технологические решения, технические средства, и новые высокоэффективные химические реагенты и составы для приготовления буферных жидкостей и высокостабильных тампонажных растворов для применения в различных геолого-технических условиях крепления скважин, защищенные патентами РФ и организовано их серийное производство. Разработки включают:

буферные жидкости с регулируемыми параметрами (Пат. РФ № 2253008);

способы цементирования и материалы для приготовления тампонажных растворов (А. с. СССР № 1513127; Пат. РФ № 2194149; 2194844; 2209931; 2220275; 2220276; 2220277; 2232042; 2240421; 2255204; 2256775; 2259468; 2266390);

технические средства, используемые при креплении скважин (А. с. СССР № 619624; Пат. РФ № 2055158; 47959; 59130; 61784; 63417; 67172; 68582; 73383; 73913; 2326233).

Результаты выполненного комплекса исследований вошли в отраслевые и региональные нормативные документы, инструкции, методики, а именно:

РД 39-2-771-82 "Методика обоснования и выбора конструкции забоев нефтяных добывающих скважин";

РД 39-2-1319-85 "Технология создания конструкции открытого забоя скважины";

РД 39-0147009-542-87 "Методические указания по технологии установки цементных мостов в скважинах, осложненных высокотемпературными условиями, кавернозностью ствола, проявлениями и частичными поглощениями";

Технологические регламенты на завершение скважин на месторождениях ОАО НК "Роснефть" ("РН-Пурнефтегаз", 2000 г., "РН-Юганскнефтегаз"), 2001г., ОАО "РИТЭК", 2003 г. и др.;

Технико-технологические регламенты на крепление скважин на месторождениях ОАО НК "Роснефть" ("РН-Пурнефтегаз", 2002 г., "РН-Юганскнефтегаз", 2003 г.), ООО "Уренгойгазпром", 2004 г. и ООО "Ямбурггаздобыча", 2004 г.

Технико-технологические регламенты на выполнение отдельных технологических операций, включающие следующие технологии:

"Технология создания конструкции открытого забоя скважины с использованием устройства УКСОЗ", 1991г.;

"Технология ступенчатого цементирования скважин с использованием устройства УГЦС", 1991г.;

"Технология селективного цементирования с использованием устройств УСЦС и УС и СЦС", 1994 г.;

"Технология спуска и цементирования потайных колонн и хвостовиков", 1998 г.

Реализация работы в промышленности

Основные результаты данной работы (руководящие документы, технологическая оснастка, материалы, химические реагенты и технология крепления скважин с их использованием) при непосредственном участии автора внедрены в производство и нашли широкое применение как при проектировании, так и при практической реализации процесса завершения нефтяных и газовых скважин на различных месторождениях, как в нашей стране, так и за её пределами (ОАО НК "Роснефть" - "Юганскнефтегаз", "Пурнефтегаз", "Ставропольнефтегаз", "Ванкорнефть"), ОАО НК "Славнефть" - "Славнефть-Красноярскнефтегаз", ОАО "Томскнефть-ВНК", ОАО "Газпром" - ("Уренгойгазпром", "Ямбурггаздобыча", "Кубаньгазпром", "Томскгаз"), ООО "Бургаз" - (Ф. "Тюменбургаз", Ф. "Кубаньбургаз") и др., а также республик Белоруссии, Грузии, Казахстана, Украины и Вьетнама.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на ежегодных отраслевых и межотраслевых научно-технических и научно-практических конференциях ОАО НПО "Бурение": г. Краснодар, "Вопросы промывки скважин с горизонтальными участками ствола", 1998 г.; г. Анапа - "Технология и материалы для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин", 2000 г.; "Новые технологии, технические средства и материалы в области промывки скважин при бурении, завершении и ремонтных работах", 2001 г.; "Основные принципы выбора технологий, технических средств и материалов при строительстве и ремонте скважин с целью снижения их стоимости и повышения продуктивности", 2001 г.; "Завершение скважин с низкопроницаемыми коллекторами на месторождениях Западной Сибири", 2002 г.; "Импортозамещающие материалы, химреагенты и технические средства для строительства и эксплуатации скважин", 2002 г.; "Технологическое обеспечение работ по промывке, креплению, восстановлению производительности нефтяных и газовых скважин и охране окружающей среды", 2003 г.; "Сервисное обеспечение бурения и ремонта скважин", 2003 г.; "Завершение и ремонт скважин в условиях депрессии на продуктивные пласты", 2004 г.; "Завершение и ремонт нефтегазовых скважин с полным сохранением их продуктивности", 2004 г.; "Разведочное бурение на суше и континентальном шельфе России", 2005 г.; "Современная техника и технология завершения скважин и бурения боковых стволов", 2006 г; "Техника и технология бурения боковых стволов", 2006 г.; "Современные технико-технологические решения в области бурения и капитального ремонта скважин", 2007 г.; "Материалы и оборудование для бурения и ремонта скважин, в том числе импортозамещающие", 2007г.; "Инновационные направления в области техники и технологи бурения и ремонта нефтегазовых скважин", 2008 г.; на семинаре для специалистов буровых и проектных организаций по теме "Новые технологии, технические средства и материалы, рекомендуемые к включению в проект на строительство нефтегазовых скважин", г. Краснодар 18 - 21 февраля 2002 г.; на научно - технических советах ОАО "Газпром" в г. г. Москве (2004 г.), Тюмени (2001, 2004 г.), Ставрополе (2000, 2003 г.), Краснодаре (2004 г.), на конференциях Ассоциации буровых подрядчиков в г. г. Анапе (2000 г.), Москве (2005 г.), на научно-технических советах нефтяных компаний ("Лукойл" (2003 г.), "Сургутнефтегаз" (2003 г.), "ТНК" (2003 г.), "ТНК-ВР" (2004 г.), "Юкос" (2002 г., 2003 г., 2004 г.), "Славнефть" (2004 г.) и др.

Публикации. По теме диссертации опубликованы 84 печатные работы, в том числе - одна монография, 2 научно-технических обзора, 2 авторских свидетельства и 23 патента РФ на изобретения и полезные модели, 56 статей.

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, шести глав, основных выводов, списка использованной литературы, включающего 286 наименований и приложений, изложена на 318 страницах машинописного текста, содержит 74 рисунка и 38 таблиц.

На разных этапах работа выполнялась в лабораториях завершения скважин, вскрытия продуктивных пластов, крепления скважин и в лаборатории технологической оснастки ВНИИКРнефть и ОАО НПО "Бурение", в которых автор работал и участвовал в качестве исполнителя отдельных этапов или руководителем.

Большую консультативную и техническую помощь в работе на разных этапах ее выполнения оказывали проф. М.О. Ашрафьян, проф.А.К. Куксов, проф. Д.Ф. Новохатский, д. т. н.Л.И. Рябова, сотрудники лабораторий, которым автор выражает искреннюю благодарность. Особую признательность автор выражает специалистам производственных предприятий "Красноленинскнефтегаз", "Пурнефтегаз", "Юганскнефтегаз", "Красноярскнефтегаз", "Ванкорнефть", "Таймырнефтеразведка", "Тюменбургаз", "Кубаньгазпром" и др. за техническую помощь при практическом внедрении разработок на предприятиях отрасли.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и задачи, описаны используемые методы исследований, показана научная новизна и практическая реализация работы в промышленности, дана ее общая характеристика.

В первой главе рассмотрено современное состояние проблемы крепления и завершения скважин в сложных горно-геологических условиях, проанализирован опыт завершения скважин при вскрытии поровых и трещинных коллекторов, осуществлена оценка влияния технологических факторов на их коллекторские свойства, выполнен анализ технических средств для оснащения обсадных колонн, используемых при завершении скважин, проанализированы методы оценки и намечены пути повышения качества цементирования и завершения скважин, сформулированы задачи исследования.

Повышение качества строительства нефтяных и газовых скважин является одним из важнейших резервов увеличения добычи нефти и газа за счет повышения ресурса безотказной работы крепи и интенсификации режима эксплуатации скважин.

Так как завершение скважины подразумевает решение целого комплекса взаимосвязанных задач, а основной и наиболее сложной заключительной операцией в цикле ее строительства является крепление, то от его качества зависит дальнейшее использование скважины по прямому назначению. Существующие критерии и методы оценки качества цементирования, такие как герметичность обсадных колонн, высота подъема цементного раствора за колонной, состояние контакта цементного камня с колонной и стенками скважины, не в полной мере характеризуют функциональные свойства крепи и недостаточны для ее оценки. Поскольку решение проблемы качественного завершения включает рассмотрение всех аспектов, связанных со строительством скважины, то исключение из рассмотрения любого из них не позволит достигнуть поставленной цели.

Практика бурения скважин показывает, что в подавляющем большинстве случаев технология вскрытия продуктивных пластов существенно не отличается от технологии проводки основного ствола, направлена на предупреждение осложнений и достижение высоких скоростей, а при цементировании скважины основное внимание обращается на контакт тампонажного раствора с породой и обсадной трубой. Такой подход отрицательно влияет на сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов. Анализ результатов исследований показал, что применяемые в настоящее время технологии завершения скважин обеспечивают их начальные дебиты в пределах 40-70% от потенциально возможных, что связано с глубоким (от 0,2 до 5,0 и более метров) проникновением рабочих жидкостей и их фильтратов в призабойную зону пласта.

Известно, что наиболее негативным последствиям при воздействии различных технологических жидкостей на призабойную зону продуктивных пластов подвержены коллектора, представленные низкопроницаемыми породами. Изучению проблемы фильтрации жидкости в пористых средах в плане завершения скважин в таких коллекторах посвящены работы Г.А. Бабаляна, В.С. Баранова, Б.В. Дерягина, К.Ф. Жигача, З.Г. Кистера, Ф.И. Котяхова, М.М. Кусакова, М. Маскета, У.Д. Мамаджанова, П.А. Ребиндера, С.К. Фергюсона, Ф.А. Требина, Р.И. Шищенко и многих других, в которых отмечается, что низкопроницаемые коллектора как порового, так и трещинного типа наиболее подвержены влиянию технологических факторов на их фильтрационную характеристику. Это же было подтверждено и более поздними исследованиями В.Г. Алекперова, Б.В. Касперского, В.Н. Кошелева, Н.Н. Михайлова, Л.К. Мухина, К.Ф. Пауса, А.И. Пенькова, Н.Р. Рабиновича, В.И. Яковенко, Р.С. Яремийчука, А.М. Ясашина и другими специалистами.

Анализ свойств низкопроницаемых коллекторов месторождений Западной и Восточной Сибири, Поволжья, республик Коми, Казахстана и др. показал, что они во многих случаях имеют свою специфику, поэтому универсальных, одинаково высокоэффективных технологических решений, пригодных для практической реализации на разных месторождениях даже при вскрытии одновозрастных пластов не существует.

Рядом отечественных и зарубежных исследователей были обобщены и предложены различные мероприятия для улучшения качества крепления скважин. Значительный вклад в науку о реологии, свойствах цементов и цементных растворов, а также технологии цементирования скважин внесли Ф.А. Агзамов, М.О. Ашрафьян, А.И. Булатов, В.С. Данюшевский, В.И. Крылов, Ю.С. Кузнецов, А.А. Клюсов, Д.Ф. Новохатский, М.Р. Мавлютов, А.Х. Мирзаджанзаде, А.Г. Потапов, П.А. Ребиндер, Р.И. Шищенко и многие другие. Однако с появлением новых технологических решений, технических средств, материалов и химических реагентов, ужесточением требований по охране недр и сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов, проблема качественного крепления и завершения скважин не потеряла своей актуальности.

Анализ проблемы низкого качества крепления скважин, по мнению многих исследователей, показал, что основной причиной по-прежнему является негерметичность заколонного пространства. В результате обобщения различных точек зрения можно сделать вывод, что причинами негерметичности затрубного пространства являются:

каналы или "языки" невытесненного бурового раствора;

слабый контакт цементного камня со стенками скважины и обсадной колонны;

наличие на стенках скважины толстой рыхлой глинистой корки;

тончайшие прослойки воды между стенками скважины, обсадными трубами и цементным раствором;

отсутствие технических средств и тампонажных систем, соответствующих конкретным условиям применения;

негерметичность элементов обсадной колонны;

недостаточное противодавление на пласт во время твердения цементного раствора;

нарушение технологии цементирования скважины.

Таким образом, по-прежнему нет единого мнения на природу негерметичности заколонного пространства, которое может свестись к возникновению каналов при формировании цементного камня в результате неполного замещения промывочной жидкости в затрубном пространстве цементным раствором или в результате седиментационной неустойчивости цементного раствора.

Лабораторные исследования и промысловые данные свидетельствуют о том, что вскрытие и цементирование продуктивных пластов приводит к существенному снижению их коллекторских свойств и, как следствие, к снижению продуктивности скважины по сравнению с потенциально возможной. Скважины длительное время работают с пониженными дебитами.

Анализ технических средств, используемых при завершении скважин, с целью повышения качества крепления и сохранения коллекторских свойств пластов в наклонных, пологих и горизонтальных скважинах, во многом показал их низкую эффективность и надежность.

Для повышения качества завершения скважин, особенно при вскрытии низкопроницаемых коллекторов, необходимо:

определить условия, при которых происходит наиболее существенное изменение коллекторских свойств пластов;

исследовать влияние компонентов технологических жидкостей (буровых и цементных растворов, буферных жидкостей, жидкостей перфорации и др.) на степень изменения фильтрационной характеристики продуктивных пластов;

разработать технологию завершения скважин, включающую способы, технические средства, материалы, высокоэффективные составы цементных растворов и буферных жидкостей, повышающую качество крепления, исключающую осложнения и снижающую отрицательное воздействие тампонажного раствора на коллекторские свойства пласта при цементировании;

апробировать и внедрить в производство основные элементы технологического процесса в различных геолого-технических условиях;

Вторая глава посвящена разработке методики и совершенствованию экспериментального оборудования для исследования основных факторов, определяющих качество завершения скважин в части сохранения коллекторских свойств пласта, исследованиям влияния технологических жидкостей на проницаемость кернов, вопросам выбора технологических решений на основе априорной оценки качества вскрытия и крепления продуктивных интервалов.

Целесообразность использования предлагаемой к реализации технологии завершения скважин может быть получена на основании результатов экспериментальной оценки влияния технологических воздействий на фильтрационные свойства коллектора, которые позволяют прогнозно (априорно) оценить ожидаемую эффективность применения отдельных элементов и каждого мероприятия, влияющих на производительность работы скважины.

На практике, значения геолого-физических характеристик продуктивного пласта, как правило, оценивают усредненными для всего объекта в целом. В разрезе каждой скважины часто встречается несколько пропластков, по своим характеристикам отличающихся друг от друга. В качестве исходных данных для расчета изменения условий притока нефти из пласта в скважину принимается показатель относительной продуктивности ОП, который в настоящее время является единственным общепринятым объективным показателем качества завершения скважин с точки зрения сохранения коллекторских свойств пласта. Показатель ОП может быть определен как по данным гидродинамических исследований в скважинах, так и на основании результатов экспериментальных исследований на натурных кернах, отобранных из исследуемого объекта вскрытия. Если гидродинамические исследования позволяют оценить только качество первичного вскрытия (при испытании в открытом стволе) и завершения скважины в целом (при испытаниях после перфорации), то проведение комплекса экспериментальных исследований на натурных кернах дает возможность оценить влияние каждого из элементов технологии завершения скважин в отдельности. При этом можно установить, на какой стадии пласт подвергается наибольшему отрицательному воздействию, а это, в свою очередь, позволяет определить еще на этапе проектирования, какой из элементов технологии завершения скважин требует усовершенствования. Экспериментальные методы оценки проницаемости породы-коллектора при различных технологических воздействиях в процессе завершения скважины являются составной частью работ, связанных с предупреждением загрязнения нефтенасыщенных пластов, и предназначены для практического использования при выборе наиболее оптимальных по составу и свойствам рабочих жидкостей, применяемых на заключительных стадиях строительства скважины. Лабораторные исследования проводятся на натурном керновом материале с воспроизведением природной насыщенности его пластовыми флюидами и в условиях, приближенных к скважинным, который выбирается из наиболее представительного разреза продуктивного пласта, обеспечивающего основной приток нефти в скважину.

Основу экспериментальных методов оценки блокирующей способности рабочих жидкостей для завершения скважин и их фильтратов составляет определение фазовой проницаемости (К) натурного или искусственно сформированного (эталонного) пористого образца горной породы по трансформаторному маслу в присутствии остаточной водонасыщенности до (К₀) и после (К₁) воздействия на образец исследуемой технологической жидкостью или ее фильтратом. При оценке степени изменения проницаемости пористого образца за базу сравнения принимается первоначальная маслопроницаемость (К₀) этого образца при наличии в нем остаточной (связанной) воды. При этом в качестве единого критерия, количественно характеризующего блокирующую способность той или иной технологической жидкости принимается общепринятый показатель = К₁/К₀, показывающий степень восстановления проницаемости опытного образца после взаимодействия его с исследуемой жидкостной системой. Используя коэффициент восстановления проницаемости керна, показатель качества вскрытия пласта определяется по формуле

, (1)

где = К₁/К_{о -} среднее значение коэффициента восстановления проницаемости керна до и после воздействия;

К_о, К_{1 -} проницаемость кернов до и после воздействия, мкм²;

R_{с -} радиус скважины, м;

R_{ф -} радиус проникновения фильтрата исследуемой технологической жидкости, м, который оценивается по формуле

, (2)

где V_{ф -} скорость фильтрации при перепаде давления и пластовой температуре, м/с;

Т - время воздействия исследуемой жидкости, с;

Р_з, Р_пл - забойное и пластовое давление при технологическом воздействии на пласт;

m - пористость пласта;

з - коэффициент вытеснения нефти водой (фильтратом исследуемой технологической жидкости).

В большинстве случаев основным действующим фактором, ухудшающим приток нефти из пласта в скважину, является достаточно глубокое (до нескольких метров) проникновение в призабойную зону пласта водных фильтратов бурового и цементного растворов, жидкостей перфорации, глушения, обработки, основными параметрами которых являются скорость фильтрации (V_ф) и коэффициент восстановления проницаемости () определяемые по данным лабораторных исследований на натурных кернах.

В качестве примера в табл.1 приведены результаты лабораторных исследований по изложенной выше методике для 10 образцов керна с различной начальной проницаемостью, отобранных из продуктивных интервалов скважин Талинского месторождения, вскрытых с использованием естественных полимерглинистых буровых растворов на основе НР-5 (скв. № 5086) и на основе полимера сайпан (скв.4209). Согласно типовой технологии перед вскрытием продуктивного объекта эти растворы были обработаны полиакриламидом ПАА (0,2-0,3 кг/м³), НР-5 (10-30 л/м³); сайпаном (1,5-2,0 кг/м³), сульфанолом (0,2кг/м³), нефтью (100-150 л/м³).

Параметры растворов находились в пределах: с = 1,20 - 1,23 г/см³; з_пл. = 14-16 спз; ф=50-80 дин/см²; ф=5,5-8,0 см³/30 мин.

Таблица 1 - Результаты лабораторных исследований кернов

Ко,10-3 мкм2	Бур. р-р из скв. №	К1,10-3 мкм2	в 1	Vф,10-6 м/с	К2,10-3 мкм2	в 2	в 2/ в1
4,3 6,5 12,2 29,4 28,5 155,0 167,0 12,6 13,7 17,0	5086 // - // - 4209 5086 4209 5086 5086 4209 4209	2,5 4,2 8,0 19,0 19,5 88,0 94,0 11,3 7,3 11,8	0,58 0,65 0,65 0,65 0,68 0,57 0,56 0,89 0,53 0,69	1,1 1,1 1,0 1,7 1,6 1,6 1,5 1,6 1,8 1,6	2,15 3,60 7,70 17,3 18,2 86,8 76,8 9,6 6,6 10,8	0,50 0,56 0,63 0,59 0,64 0,56 0,46 0,76 0,48 0,64	0,85 0,87 0,95 0,91 0,96 0,97 0,82 0,86 0,91 0,96

Из данных таблицы видно, что фильтраты обоих буровых растворов в одинаковой степени и существенно снижают начальную проницаемость образцов независимо от их исходной проницаемости.

Снижение проницаемости за счет закупорки поровых каналов твердой фазой буровых растворов незначительно. Полученные значения в_2/в₁= 0,82 - 0,97 свидетельствуют о том, что твердая фаза не может оказать существенного влияния на изменение продуктивности пластов и скважины в целом. Благодаря образованию кольматационного слоя и глинистой корки снижается скорость фильтрации и, как следствие, глубина проникновения фильтрата в пласт.

Подставив реальные значения параметров в формулы 1 и 2 для случая вскрытия пластов ЮК₁₀ и ЮК₁₁: V_ф =1,5 10^-6 м/с; m = 0,15; R_c = 0,1м; Т=5 сут; з = 0,5 получим глубину проникновения фильтрата R_ф =1,5 м, что существенно снизит потенциальную продуктивность скважины, особенно на первом этапе эксплуатации и показатель качества.

Для определения показателя качества вскрытия пласта воспользуемся формулой (1). Учитывая, что в среднем в ₁ =0,65, получим ОП = 0,8, т.е. фактическая продуктивность скважины оказывается на 20% ниже потенциальной.

Так как на качество первичного вскрытия оказывает влияние несовершенство скважины по степени вскрытия, когда толща продуктивного пласта (h) вскрыта только частично (h₁), что оценивается коэффициентом несовершенства (С₁), то формула (1) принимает вид

, (3)

где С₁ - коэффициент несовершенства.

Известно, что при вскрытии продуктивного пласта вокруг скважины неизбежно формируются две зоны с радиусами R_т (глубина проникновения твердой фазы бурового раствора) и R_ф (глубина проникновения фильтрата), проницаемость каждой из которых К_т и К_ф будет ниже проницаемости незатронутой (удаленной) зоны пласта К_о. При вызове притока фактическая продуктивность в этом случае будет значительно ниже потенциальной продуктивности пласта.

Согласно обобщенной формуле Дюпюи при стационарном режиме работы скважины формула для показателя ОП имеет вид

, (4)

где R_с и R_к радиус скважины и контура питания, м;

S_{1 -} показатель загрязнения (скин-фактор);

_т =К_т / К_о; _ф = К_ф / К_о - коэффициент восстановления проницаемости соответственно в зоне кольматации и зоне проникновения фильтрата.

Так как отдельные образцы породы не полностью моделируют продуктивный пласт, то однозначно дать количественную оценку изменения продуктивности по анализу керна нельзя, поэтому основной задачей при исследовании кернов является выбор наилучшего типа технологических жидкостей, исключающих загрязнение коллектора.

Полученная оценка качества вскрытия пласта при исследовании влияния бурового раствора на проницаемость керна может быть справедлива для скважин с открытым забоем.

Для оценки влияния процесса цементирования, вторичного вскрытия и освоения проводится серия лабораторных исследований аналогично исследованию буровых растворов.

Окончательную оценку качества завершения скважин определяют по данным гидродинамических исследований.

В соответствии с разработанной методикой все исходные параметры для расчета величины скин-фактора определяются на основе данных лабораторных исследований образцов пород - коллекторов. В методике определены характер и последовательность проведения опытов с учетом параметров, технологии заключительных работ, типа коллектора и условий залегания пласта.

Помимо буровых растворов проведено исследование влияния тампонажных растворов и жидкости перфорации, которые оценивали параметрами S_ц и S_п.

Исследования проводились на установке УИПК-1М (аппаратура "Керн") и специально разработанной автором установке, максимально моделирующих скважинные условия (давление, температура, типы и свойства технологических жидкостей, характер и время их взаимодействия с образцами породы). В установке одновременно исследовались три натуральных образца кернов одинаковой или разной проницаемости, отобранные из продуктивных пластов исследуемых месторождений Западной и Восточной Сибири, республики Коми, Ставрополья, Поволжья, а также искусственные поровые и трещинные образцы керна с раскрытостью от 20-50 до 600-900 мкм. В качестве технологических жидкостей исследовались фильтраты и естественные буровые растворы, обработанные различными реагентами, полимерсолевые, полимерглинистые, полиалкиленгликолевые (ПАГРы), растворы на нефтяной основе (РНО), а также буферные жидкости, фильтраты и цементные растворы, обработанные различными реагентами, в том числе и вновь созданными. Исследовано влияние жидкой и твердой составляющих этих жидкостей на степень восстановления проницаемости образцов .

По данным лабораторных исследований на натурных и искусственных низкопроницаемых поровых и трещинных образцах пород - коллекторов и обобщения аналитических зависимостей установлена степень влияния различных технологических жидкостей на фильтрационную характеристику кернов.

Так как на качество завершения скважины влияет не только загрязнение ПЗП, но и несовершенство по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта (конструкция забоя скважины), определяемые коэффициентами С₁ и С₂, то в работе приведены расчетные формулы для изотропных и анизотропных коллекторов, круглых и щелевых перфорационных отверстий с учетом их количества, диаметра, глубины проникновения в породу и степени кольматации стенок каналов. Полученные результаты позволяют выбрать оптимальное технологическое решение на основе априорной оценки качества завершения скважин по формуле

, (5)

где S = S₁ + S_ц+S_п; C=C₁+C₂; R_{к -} радиус контура питания.

Результаты исследований сводятся к следующему. Все без исключения технологические жидкости в той или иной мере оказывают отрицательное влияние на проницаемость кернов как порового, так и трещинного типов. Наибольшее закупоривающее действие на керны низкопроницаемых пород порового типа оказывают фильтраты буровых растворов на водной основе, обработанные полимерными реагентами, за счет адсорбции последних на стенках пор и каналов. Расчеты показывают, что глубина проникновения таких фильтратов колеблется от нескольких десятков сантиметров, до нескольких метров. Основным кольматирующим агентом растворов на нефтяной основе является твердая фаза. Глубина проникновения твердых частиц в породу керна порового типа изменяется от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров (2-3,5 см и более), зависит от диаметра пор и размера частиц твердой фазы, а глубина проникновения в трещины в зависимости от их раскрытости и свойств раствора может быть значительной.

При наличии на поверхности керна глинистой фильтрационной корки твердая фаза цементных растворов в поры керна не проникает, а количество фильтрата, как бурового, так и цементного растворов, проникшего в породу, зависит от свойств этих растворов, проницаемости корки, зоны кольматации и времени контакта раствора с породой. Проницаемость глинистой корки и зоны кольматации в свою очередь зависит от химического и компонентного составов бурового раствора. В случае повреждения глинистой корки и зоны кольматации проникновение фильтрата цементного раствора в пласт может быть значительным и определяться его свойствами (водоотдачей, сроками схватывания, кольматирующими свойствами) так как фильтрационная корка из твердой фазы цементного раствора защитными свойствами не обладает.

Аналитическими исследованиями определены в озможные объем и глубина проникновения фильтрата цементного раствора в пласт в зависимости от времени его контакта с продуктивным пластом. Для однородного и изотропного пласта объем фильтрата, проникшего в пласт, вычисляется по формуле

V_ф=рhДS (R_з²+R_зr_c-2r_c²), (6)

где ДS= (S_max-S_ob) - подвижная водонасыщенность, S_maх, S_{ob -} водонасыщенность, соответственно, максимальная на стенке скважины и связанной воды; R_з и r_c - соответственно радиусы зоны обводнения и скважины; h-мощность пласта.

Так как зона обводнения формируется за счет отфильтровывания из цементного раствора жидкости затворения при его перемещении за колонной во время продавки и в период ОЗЦ, то общий объем фильтрата в пласте будет

V_ф = hr_cqt + h (r_c² - r_т²) n (1 + + …+ nⁱ/2ⁱ +…), (7)

где r_т - радиус обсадной колонны, см; q - скорость динамической фильтрации, см³/см² мин; t - время контакта пласта с движущимся цементным раствором, мин; n - коэффициент, учитывающий наличие воды затворения в единице объема цементного раствора.

Решение уравнения (6) относительно R₃ с учетом значения V_ф из формулы (7) с двумя слагаемыми ряда nⁱ/2ⁱ, позволило получить формулу для определения глубины проникновения фильтрата цементного раствора в пласт в зависимости от времени его подъема в затрубном пространстве

R₃ = [{6r_cqt + 1,5 (r_c² - r_т²) (n + n²/2) }/mS + r_c²] ^1/2 - r_c/2. (8)

Приняв для расчета численные значения входящих в эту формулу величин: r_c = 10,8 см; r_т = 7 см; n = 0,6; m = 0,15; 0,20 и 0,25; S_max = 0,5;

S_oв = 0,1; q = 0,05 см³/ (см² мин), получим значение глубины проникновения фильтрата цементного раствора через закольматированную поверхность в зависимости от времени контакта. Значение R₃ показано на рис.1.

Рис.1. Зависимость глубины проникновения фильтрата в пласт от времени контакта с ним движущегося цементного раствора. 1, 2, 3 - соответственно m=0.25; 0,2; 0,15; 4 - m=0,25, q=0,2 см³/см²_*мин (при постоянном удалении глинистой корки)

Лабораторными исследованиями установили, что на ранней стадии контактирования фильтраты цементных растворов, с точки зрения химического взаимодействия их с породой, фильтратами буровых растворов и насыщающими пласт флюидами (в зависимости от их химического и минералогического состава), оказывают незначительное влияние на проницаемость керна, которое не превышает 10 - 15 %. По истечении некоторого времени фильтраты цементных растворов при взаимодействии с фильтратами буровых растворов и пластовыми флюидами могут частично или полностью закупорить поры пласта продуктами кристаллизации. Фильтраты буровых растворов снижают проницаемость керна на 30-70%, а в иных случаях - и до полного прекращения фильтрации уже на ранней стадии взаимодействия. Коэффициент восстановления проницаемости кернов при использовании растворов на водной основе составляет 25 - 63 %, а после воздействия фильтрата как глинистых, так и безглинистых полиалкиленгликолевых буровых растворов, а также растворов РНО составляет свыше 90%.

Основной причиной загрязнения трещинного коллектора является действие твердой фазы бурового и цементного растворов, проникших в трещины коллектора. На искусственных трещинных кернах с раскрытостью () от 50 до 900 мкм исследовали влияние различных типов буровых растворов, содержащих твердую фазу различного объемного и фракционного состава. Изучена степень восстановления проницаемости образцов . Результаты опытов показали, что естественный буровой раствор с фракциями размером до 60 мкм в количестве 25 % (масс.) обеспечивал поверхностную закупорку трещин раскрытостью до 150 мкм и высокую степень их очистки ( =74-76 %). При значении =300-400 мкм происходит наибольшая кольматация.

При воздействии на керн с раскрытостью до 100 мкм меловым раствором, содержащим 37 % твердой фазы с размерами частиц не более 30 мкм, коэффициент не превышал 21 %. Увеличение раскрытости трещин приводило к возрастанию , а при =300 мкм отмечалось полное прохождение раствора через образец.

Полимерный безглинистый буровой раствор с содержанием твердой фазы до 10 % и размером частиц до 60 мкм проникал в керн при раскрытости трещины в100 мкм, а при раскрытости 300 мкм раствор свободно проходил через образец керна. Значение изменялось от 9 до 61 %, а при соляно - кислотной обработке увеличивалось до 84-91 %. Ввод в раствор в качестве наполнителя кварцевого песка в количестве 5-7 % объемных долей с фракциями размером от 100 до 300 мкм обеспечивал поверхностную закупорку трещин раскрытостью до 400 мкм.

Установлено, что величина показателя ОП зависит от глубины проникновения в трещину твердой фазы раствора. При проникновении твердой фазы в трещину до 50 мм значение коэффициента ОП составляет 0,17-0,54, а до 5 мм - 0,86 - 0,97.

При проникновении в трещины тампонажного раствора происходит необратимая закупорка трещин. Жидкая фаза цементного раствора при этом отфильтровывается в породу пласта, а затвердевший цементный тампон резко сокращает проницаемость трещины, которая практически не восстанавливается.

С целью уменьшения глубины проникновения фильтратов буровых и цементных растворов в пласт, минимизации отрицательного влияния технологических жидкостей на проницаемость призабойной зоны при завершении скважины, необходимо при вскрытии продуктивных пластов и цементировании эксплуатационной колонны применение растворов с пониженной водоотдачей, содержащих реагенты, обеспечивающие требуемые нефтесмачивающие и поверхностно-активные свойства фильтратов, предупреждающие набухание глинистых минералов коллектора, максимально кольматирующие стенки скважины.

В третьей главе аналитически рассмотрены два ранее неизученных вопроса, касающиеся как движения бурового и цементного растворов в условиях напорного режима, так и определения условий существования безнапорного режима.

В данной главе также приведены результаты исследований по разработке составов тампонажных материалов, растворов и буферных жидкостей для различных условий применения. Проведена всесторонняя оценка их влияния на качество крепления скважин и сохранение коллекторских свойств пласта. Рассмотрена технология крепления скважин в различных горно-геологических условиях.

Суть первой части исследования состоит в определении предельно допустимой скорости восходящего потока бурового раствора при закачке тампонажного раствора, при котором исключается гидроразрыв наиболее слабого пласта в открытой части ствола. Этому условию отвечает скорость движения, выведенная с использованием формулы Дарси-Вейсбаха

, (9)

где Г_гр - градиент гидроразрыва пласта; с_б-плотность бурового раствора; к_б - коэффициент безопасности; к_б=1,05-1,10; с_бgh-гидростатическое давление столба бурового раствора в скважине глубиной h; л-коэффициент гидравлических сопротивлений; Д, d-диаметры скважины и колонны; g-ускорение свободного падения.

При выводе этой формулы сопоставлено гидродинамическое давление в кольцевом пространстве с давлением гидроразрыва пласта за вычетом гидростатического давления столба жидкости. Формула позволяет определить предельную производительность при закачке цементного раствора в скважину, при которой во время безнапорного режима не возникает гидроразрыва наиболее слабого пласта.

Вторая часть исследования касается самого режима движения жидкости, при котором в цементируемой колонне происходит переход движущейся жидкости из напорного в безнапорный режим. Связано это с тем, что тампонажные растворы имеют большую плотность по сравнению с плотностью бурового раствора, в результате чего на определенном этапе в колонне образуется "пустое" пространство и давления столбов жидкости в колонне и за колонной постепенно выравниваются. В дальнейшем, после пуска пробки, при закачке продавочной жидкости с высокой производительностью в момент посадки пробки на "голову" цементного раствора возникает гидравлический удар большой интенсивности, что отрицательно отражается на цементируемой колонне и продуктивных пластах.

Чтобы при цементировании имел место напорный режим, необходимо выдержать условие:

с_цgZ_о - ДP_гдт? с_бgh-ДP_гдк, (10)

где с_ц, с_{б -} плотности цементного и бурового растворов; - ДP_гдт, ДP_гдк - гидродинамические потери давления соответственно в трубах и кольцевом пространстве; h, Z_o - длина эксплуатационной колонны и порции цементного раствора в эксплуатационной колонне по расчету соответственно.

Это условие выдерживается при Z_o >h. Записав выражение (10) для равновесного состояния и используя уравнение Дарси-Вейсбаха, после преобразований получим

, (11)

где D, d_н, d_вн - диаметры соответственно скважины и колонны, наружный и внутренний; v, v₁-скорость движения раствора в кольцевом пространстве и в колонне; g - ускорение силы тяжести; л, л₁ - коэффициенты гидравлических сопротивлений бурового и цементного растворов, которые определяются по результатам измерения реологических параметров растворов.