|
плуатации скважин. Тенденция усложнения геолого-промысловых условий заканчивания скважин на поздней и завершающей стадиях разработки нефтегазовых месторождений ужесточает требования к качеству вскрытия продуктивных отложений, герметичности крепи и гидродинамическому совершенству конструкции забоя скважин [1,21,61, 81, 85, 87-90]. Аномальность геолого-промысловых условий заканчивания скважин выражается в снижении текущего пластового давления по отношению к начальному (17,5-18,1 МПа) на 11-30 %, т.е. на 2-5 МПа. Соответственно на эти же величины возросли забойные дифференциальные давления (репрессии) при первичном вскрытии продуктивной толщи. И если ранее пределы их изменения в условиях гидростатики при плотности промывочной жидкости 1120-1140 кг/м3 составляли 2,0-2,5 МПа, т.е. соответствовали установленным регламентам [86], то в изменившихся условиях репрессии возросли при тех же параметрах промывочной жидкости ДО'4,8 7,4 МПа. При учете гидродинамической составляющей дифференциального давления, действующей в процессе бурения, промывки и проработки скважины или при производстве спуско подъемных работ, общая репрессия на интервал продуктивной толщи достигает 9-10 МПа. Это, в свою очередь, повышает вероятность возникновения таких осложнений, как гидроразрыв горных пород, поглощения промывочных и тампонажных растворов, необратимо снижающих коллекторские свойства нефтенасыщенных пластов. Оптимизировать гидродинамические условия первичного вскрытия продуктивной толщи регулированием параметров промывочных жидкостей и технологических режимов при применении репрессионного метода невозможно из-за повышения опасности ведения буровых работ и вероятности возникновения различных осложнений. При креплении скважин в рассматриваемых гидродинамических условиях фактор снижения начального пластового давления привел к росту забойных репрессий до 18-21 МПа при подъеме цементного раствора до устья скважин (до 1800 м). Это интенсифицировало процессы захрязнения призабойной зоны нефтенасыщенных пластов фильтратом цементного раствора и нарушения однородности цементного камня по плотности и механической прочности в интервале продуктивной толщи. С другой стороны, градиент давления между разнонапорными пластами (нефтеи водонасыщенными) приводит в период ОЗЦ к нарушению сплошности цементного кольца в заколонном пространстве под действием перепада давления от 2 до 5 МПа. Для решения этих сложных технических проблем в аномальных геологопромысловых условиях техногенного происхождения в последние годы находит технология, совмещающая процессы разрушения горных пород и углубления забоя скважин с кольматацией проницаемых стенок ствола различными способами [1,20,21, 83,90,91]. С этой целью разработаны технологии создания в проницаемых пластах кольматационных экранов различного функционального назначения, которые условно можно разделить на два основных класса: технологии создания глубоких закольматированных зон с долговремен42 |
108 не обеспечивает долговременного и надежного разобщения пластов продуктивных отложений. Большинство законченных строительством скважин уже на этапе освоения обводняется пластовыми и закачиваемыми водами [1, 80, 81]. Промысловая практика показывает, что применяемые для повышения качества работ новшества по оптимизации свойств тампонажных систем, режимов цементирования, применению различных рецептур буферных жидкостей, технологических схем цементирования эксплуатационных колонн, оснастки их скребками, турбулизаторами, центрирующими и разобщающими (заколонные пакеры) устройствами, не приводят к заметному повышению качества крепления скважин [1, 61, 81-83]. Следует повторить, что негативное влияние на техническое состояние крепи и качество разобщения пластов оказывают методы вторичного вскрытия продуктивных пластов техника и технология перфорационных работ [11, 80, 84-86]. Деформация обсадных труб и нарушение сплошности цементного кольца в заколонном пространстве в интервале перфорации продуктивных пластов создают каналы для межпластовых перетоков жидкости и гидродинамически сложные условия производства водоизоляционных работ на весь период эксплуатации скважин. Тенденция усложнения геолого-промысловых условий заканчивания скважин на поздней и завершающей стадиях разработки нефтегазовых месторождений ужесточает требования к качеству вскрытия продуктивных отложений, герметичности крепи и гидродинамическому совершенству конструкции забоя скважин [1, 21, 61,81,85, 87-90]. Аномальность геолого-промысловых условий заканчивания скважин выражается в снижении текущего пластового давления по отношению к начальному (17,5-18,1 МПа) на 11-30 %, т.е. на 2-5 МПа. Соответственно на эти же величины возросли забойные дифференциальные давления (репрессии) при первичном вскрытии продуктивной 109 толщи. И если ранее пределы их изменения в условиях гидростатики при плотности промывочной жидкости 1120-1140 кг/м3 составляли 2,02,5 МПа, т.е. соответствовали установленным регламентам [86], то в изменившихся условиях репрессии возросли при тех же параметрах промывочной жидкости до 4,8 7,4 МПа. При учете гидродинамической составляющей дифференциального давления, действующей в процессе бурения, промывки и проработки скважины или при производстве спуско подъемных работ, общая репрессия на интервал продуктивной толщи достигает 9-10 МПа. Это, в свою очередь, повышает вероятность возникновения таких осложнений, как гидроразрыв горных пород, поглощения промывочных и тампонажных растворов, необратимо снижающих коллекторские свойства нефтенасыщенных пластов. Оптимизировать гидродинамические условия первичного вскрытия продуктивной толщи регулированием параметров промывочных жидкостей и технологических режимов при применении репрессионного метода невозможно из-за повышения опасности ведения буровых работ и вероятности возникновения различных осложнений. При креплении скважин в рассматриваемых гидродинамических условиях фактор снижения начального пластового давления привел к росту забойных репрессий до 18-21 МПа при подъеме цементного раствора до устья скважин (до 1800 м). Это интенсифицировало процессы загрязнения призабойной зоны нефтенасыщенных пластов фильтратом цементного раствора и нарушения однородности цементного камня по плотности и механической прочности в интервале продуктивной толщи. С другой стороны, градиент давления между разнонапорными пластами (нефтеи водонасыщенными) приводит в период ОЗЦ к нарушению сплошности цементного кольца в заколонном пространстве под действием перепада давления от 2 до 5 МПа. п о Для решения этих сложных технических проблем в аномальных геолого-промысловых условиях техногенного происхождения в последние годы находит технология, совмещающая процессы разрушения горных пород и углубления забоя скважин с кольматацией проницаемых стенок ствола различными способами [1, 20, 21, 83, 90, 91]. С этой целью разработаны технологии создания в проницаемых пластах кольматационных экранов различного функционального назначения, которые условно можно разделить на два основных класса: Технологии создания глубоких закольматированных зон с долговременной и необратимой изоляцией пластовых флюидов; Технологии создания неглубоких (по проникновению в пласт) защитных экранов, временно защищающих продуктивные пласты от проникновения в них технологических жидкостей и их фильтратов. Рассмотрим эти технологии. 4.1. Технология селективной гидромониторной обработки приствольной зоны продуктивных отложений Технология предназначена для долговременной изоляции проницаемых пластов, вскрываемых как при традиционной технологии (при репрессионном или сбалансированном давлении), так и гидромониторной технологией. На этапе формирования фильтра или конструкции открытого забоя скважины гидроизолирующие обработки могут проводиться по одной из двух технологических схем. Первая схема, представленная на рис. 4.1. реализуется после полного вскрытия продуктивной толщи и проведения окончательного каротажа. Выделенные для изоляции проницаемые объекты последовательно снизу вверх подвергаются гидромониторной обработке твердеющими растворами. |