|
ного камня с породой при наличии на стенках последней глинистой корки любой толщины. 4.4 Технологии первичного выкрытия пласто продуктивной толщи в водонефтяных зонах и их разобщение с использованием гидрофобных буровых и тампонажных растворов С целью снижения обводненности продукции в скважинах при вскрытии продуктивных пластов в водонефтяных зонах необходимо провести комплекс мероприятий по селективной изоляции водопроницаемых пропластков. Наряду с этим, это позволит на новом качественном уровне подготовить ствол скважины к последующему цементированию и обеспечить герметичность заколонного пространства скважин. При этом проводимые мероприятия должны соответствовать следующим требованиям [57]: процесс углубления скважин должен совмещаться с процессом управляемого воздействия на приствольную зону проницаемых пластов; формируемый в приствольной зоне защитный экран должен в процессе строительства скважин снижать или исключать флюидопроницаемость пласта; создаваемый защитный экран должен максимально сохранять или способствовать восстановлению естественных фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны продуктивного коллектора. Широко применяемые в настоящее время способы гидроструйных обработок проницаемых стенок ствола скважины струями глинистого раствора дает возможность создания глинистого кольматационного слоя толщиной 5-30 мм. Однако при разработке мероприятий не учитывалось химического взаимодействия глинистой корки с пластовыми водами хлоркальциевого типа с высокой степенью минерализации, в результате чего корка быстро коагулирует и становится водопроницаемой. В сочетании с традиционной технологией крепления обычными базовыми цементами это приводит к снижению потенциальной продуктивности скважины, поскольку происходит быстрое обводнение добываемой продукции. На основании проведенных экспериментальных исследований была разработана технология первичного вскрытия продуктивных пластов в водонефтяных зонах с формированием защитного экрана, и их разобщение сочетающая: первичное вскрытие продуктивной толщи на малоглинистом карбонатном буровом растворе с гидрофобной добавкой «Кварц»; создании защитного гидрофобизованного экрана путем доуплотнения фильтрационной корки полимермеловым раствором; крепление ствола скважины в интервале проницаемых пород гидрофобным тампонажным раствором с добавкой «Кварца», одновременно с созданием противодавления на устье скважины. Технология первичного вскрытия продуктивной толщи водонефтяных зон предусматривает применение бурового раствора с максимальным содержанием в твердой фазе кислоторастворимых композиций. Для этой цели разработана рецептура малоглинистого карбонатного бурового раствора с гидрофобной до109 |
понентным составом на стенках керна не откладывается никакой корки, ибо отсутствует твердая фаза и весь кольматант проникает в поры. Снижение касательных напряжений после кольматации ВУС, по сравнению с чистым песчаником, объясняется наличием адсорбционной пленки, оставшейся на стенках. Таким образом, показано, что на качество сцепления цементного камня с горной породой основное влияние оказывает состояние поверхности породы (см. табл. 3.2). Кольматация кернов ВУС способствовала некоторому (до 20-30%) снижению прочности сцепления цементного камня с породой по сравнению с чистым песчаником. Но в то же время она значительно выше силы сцепления цементного камня с породой при наличии на стенках последней глинистой корки любой толщины. 86 3. 4. Технологии первичного вскрытия пластов продуктивной толщи в водонефтяных зонах и их разобщение с использованием гидрофобных буровых и тампонажных растворов С целью снижения обводненности продукции в скважинах при вскрытии продуктивных пластов в водонефтяных зонах необходимо провести комплекс мероприятий по селективной изоляции водопроницаемых пропластков. Наряду с этим, это позволит на новом качественном уровне подготовить ствол скважины к последующему цементированию и обеспечить герметичность заколонного пространства скважин. При этом проводимые мероприятия должны соответствовать следующим требованиям [57]: процесс углубления скважин должен совмещаться с процессом управляемого воздействия на приствольную зону проницаемых пластов; формируемый в приствольной зоне защитный экран должен в процессе строительства скважин снижать или исключать флюидопроницаемость пласта; создаваемый защитный экран должен максимально сохранять или способствовать восстановлению естественных фильтрационноемкостных свойств призабойной зоны продуктивного коллектора. Широко применяемые в настоящее время способы гидроструйных . обработок проницаемых стенок ствола скважины струями глинистого раствора дает возможность создания глинистого кольматационного слоя толщиной 5-30 мм. Однако, при разработке мероприятий не учитывалось химического взаимодействия глинистой корки с пластовыми водами хлоркальциевого типа с высокой степенью минерализации, в результате чего корка быстро коагулирует и становится водопроницаемой. В сочетании с традиционной технологией крепления обычными базовыми цементами это приводит к снижению потенциальной продуктивности скважины, поскольку происходит быстрое обводнение добываемой продукции. На основании проведенных экспериментальных исследований была разработана технология первичного вскрытия продуктивных пластов в водонефтяных зонах с формированием защитного экрана, и их разобщение сочетающая: первичное вскрытие продуктивной толщи на малоглинистом карбонатном буровом растворе с гидрофобной добавкой «Кварц»; создании защитного гидрофобизованного экрана путем доуплотнения фильтрационной корки полимермеловым раствором; крепление ствола скважины в интервале проницаемых пород гидрофобным тампонажным раствором с добавкой «Кварца», одновременно с созданием противодавления на устье скважины. Технология первичного вскрытия продуктивной толщи водонефтяных зон предусматривает применение бурового раствора с максималь87 ным содержанием в твердой фазе кислоторастворимых композиций. Для этой цели разработана рецептура малоглинистого карбонатного бурового раствора с гидрофобной добавкой «Кварц» плотностью 10601350 кг/м3 с содержанием кислоторастворимой твердой фазы от 16 до 90%. При первичном вскрытии продуктивной толщи водонефтяных зон на стенках скважины напротив проницаемых интервалов и околоствольной зоны формируется кольматационный слой из твердой фазы бурового раствора и надежно изолирует водои нефтенасыщенные интервалы. Кольматационный слой, содержащий в своем составе гидрофобную добавку «Кварц» и до 90% карбонатных фракций, не подвергается коагуляционному разрушению под действием высокоминерализованных пластовых вод хлоркальциевого типа. Кольматационный слой, сформированный в интервале нефтесодержащих пород, легко разрушается на стадии освоения при промывке забоя соляной кислотой. После удаления карбонатной фракции из нефтесодержащего интервала пласта фильтрационно-емкостные свойства сохраняются на 75-90%. Для реализации технологии формирования гидрофобизованного защитного экрана в промысловых условиях приготовляют полимермеловую суспензию в количестве 5-6м3. После вскрытия продуктивного пласта бурением по колонне бурильных труб закачивают полимермеловую суспензию в интервал продуктивной толщи и производят формирование полимеркарбонатной корки путем возвратно-поступательного и вращательного движения колонны бурильных труб без циркуляции бурового раствора. Для получения надежного защитного экрана в интервале водонефтяных зон проводят 5-10 циклов возвратно-поступательного и вращательного движения колонны бурильных труб. Сформированный защитный экран состоит на 90% из карбоната, снижает водопроницаемость вскрытого интервала, обеспечивая при этом восстановление фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны нефтяного коллектора при дальнейшем освоении скважины. 88 |