Изменение газопроницаемости образцов после проникновения в них фильтрата цементного раствора

Площадь	Номер скважины	Интервал отбора керна, м	№№ образцов	Газопроницаемость, мкм2
				до автоклава	после первого опыта	после второго опыта
Северо-Восточная	120	3498 - 3504	П-3	1,5	0,0	0,0
То же	120	3538 - 3545	П-1а	20,0	17,0	11,0
-»-	120	3538 - 3545	П-1	11,0	5,5	1,5
-»-	120	3555 - 3563	П-4	20,0	7,5	1,5
-»-	-	3555 - 3563	П-110	39,0	2,4	15,1
Глубокий Яр	725	2067 - 2077	П-1	61,0	49,0	21,5
То же	720	1994 - 2022	П-1	299,0	311,5	223,5
Ключевая	190	3712 - 3717	П-6	1,5	1,0	0,5

Целесообразность применения того или иного мероприятия из перечисленных выше определяется геолого-физическими особенностями месторождений и устанавливается специальными исследованиями, которые требуют своего развития.

Качественное, надежное разобщение пластов при цементировании колонн приобрело особое значение на месторождениях, в разрезе которых водоносные горизонты удалены от нефтеносных на незначительное расстояние. Их отрицательное влияние проявляется особенно на заключительной стадии разработки месторождений. В последние годы с вводом в разработку месторождений со слабопродуктивными пластами и так называемыми «водоплавающими» залежами особенно остро встал вопрос о качестве разобщения пластов, отделения продуктивных частей разреза от водоносных.

В результате анализа технико-экономических показателей и баланса календарного времени испытания эксплуатационных скважин после окончания их бурения за несколько лет выявлено, что среднее время испытания одной скважины колебалось в пределах 17 - 18 сут. В подземном ремонте срок освоения больше. При этом производительное время составляет 30 %, т.е. около 5,4 сут., непроизводительное – 70 %, т.е. 12,6 сут., причем из них ожидание испытания занимает 22 % (4 сут.), простои – 44 % (8 сут.), остальное время, составляющее 3 - 4 % (0,6 сут.), уходит на ликвидацию осложнений и аварий. Примерно такая же картина вырисовывается при освоении скважин после их капитального ремонта.

При анализе состояния дел по вопросам освоения скважин после бурения и подземного ремонта прослеживается два направления по повышению эффективности работ в этой области:

улучшение организации работ с целью сокращения значительных (65 - 75 % общего времени строительства скважин) потерь непроизводительного времени;

разработка новых прогрессивных технических средств и технологических процессов.

Специальные жидкости (СЖ) для перфорации скважин. Кольматация перфорационных каналов значительно влияет на гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом. Однако сегодня на месторождениях в странах СНГ более 90 % объема работ по вторичному вскрытию пластов или их перепрострелу (при капитальном ремонте) проводится кумулятивными перфораторами в условиях превышения давления на забое скважины над пластовым. При этом по ныне действующим техническим правилам ведения буровых работ перед перфорацией требуется заполнять эксплуатационную колонну таким буровым раствором, который применялся при первичном вскрытии пластов, что приводит к необратимому загрязнению призабойной зоны пластов. За рубежом давно уже отказались от проведения перфорационных работ в среде бурового раствора и используют для этих целей специальные жидкости (СЖ) без твердой фазы или жидкости, вмещающие в себя кислоторастворимые наполнители.

Технология вторичного вскрытия пластов путем кумулятивной перфорации в наше время прошла три этапа развития.

На первом этапе кумулятивную перфорацию проводили в среде бурового раствора. Данные исследований однозначно свидетельствуют, что в этих условиях имеет место кольматация глинистыми частицами перфорационных каналов, вследствие чего их пропускная способность уменьшается в 2 раза и более. Однако такая технология сегодня применяется на большинстве месторождений, чем наносится значительный ущерб народному хозяйству. Наши эксперименты на скважинах Озен-Суата (Затеречный - Ставрополье) на глубине 3400 м показали полную закупорку отверстий перфорации во многих случаях.

Второй этап развития технологии вторичного вскрытия характеризуется использованием в качестве перфорационной среды специальных жидкостей без твердой фазы. Из таких жидкостей наиболее широкое применение нашли водные растворы солей, полимерные соляные растворы на углеводородной основе (РУО) и некоторые другие. Однако при этом не исключается кольматация пласта взвешенными частицами, которые попадают в СЖ во время ее приготовления, транспортирования и закачивания в скважину.

Основные источники загрязнения СЖ при закачке их в скважину – остатки бурового раствора в колонне, манифольде, задвижках и других элементах циркуляционной системы. Значительное количество нерастворенных твердых частиц находится в технической воде и солях, которые используются для приготовления СЖ. В частности, концентрация взвешенных частиц в воде поверхностных источников, используемых на нефтепромыслах, колеблется от 50 мг/л (маломутные воды) до 250 мг/л и более (мутные). Как показали анализы проб, концентрация твердых частиц в СЖ после заполнения скважины достигает 1000 - 2000 мг/л. При таком загрязнении СЖ добиться положительного эффекта при вскрытии пласта невозможно.

Третьим этапом технологии вторичного вскрытия (или перепрострела) пластов является введение дополнительного комплекса работ по снижению концентрации взвешенных частиц, что предусматривает замену бурового раствора в скважине на СЖ в несколько этапов:

• замену бурового раствора в эксплуатационной колонне;

• отмывание ствола скважины от остатков бурового раствора путем циркуляции воды с добавками спиртов и поверхностно-активных веществ (ПАВ) по закрытому циклу: емкость - насос - фильтр; для удаления вымытых твердых частиц: скважина - емкость;

• замещение воды отфильтрованной перфорационной жидкостью. Для изъятия из воды вымытых твердых частиц и очищения СЖ используются фильтры разных конструкций: сетчатые, с фильтрующими элементами в виде пластин, заполненных кварцевым песком, и др. Такие фильтры позволяют снизить концентрацию взвешенных частиц до 2 мг/л, хотя практика подтверждает, что фильтрование снижает эту концентрацию только до 10 мг/л.

При выборе типа СЖ для заполнения зоны перфорации (и при перепростреле) необходимо руководствоваться правилами, реглментирующими требования к фильтрату бурового раствора на стадии первичного вскрытия.

К наиболее перспективным СЖ в условиях первичного и вторичного вскрытия пластов и их перепрострела с использованием водных растворов следует отнести различные по плотности растворы солей Na⁺, К⁺ и Са²⁺. Для приготовления солевого раствора плотностью до 1400 кг/м³ следует использовать хлорид кальция, а для получения более тяжелого СЖ – бромид кальция.

Буферные разделители. При порционном заполнении зоны перфорации СЖ важен выбор буферного разделителя между буровым раствором и СЖ. Этот буферный раствор должен предупреждать смешение перфорационной среды с буровым раствором как во время заполнения скважины, так и во время следующих нескольких суток при многоразовых спусках перфораторов или других геофизических приборов. При этом буферный разделитель должен иметь прочную структуру и создавать возможность свободного прохода сквозь него перфоратора. Для предупреждения процесса смешения рекомендуется применять инвертную эмульсию, в которой буферная жидкость противоположна по природе смачивания обеим разделяемым жидкостям. К таким жидкостям может быть отнесена инвертная эмульсия следующего состава: дизельное топливо - 48,5 %, эмультал - 1,5 %, вода - 50 %. Повышение плотности такой эмульсии достигается за счет ввода в нее мела или барита. В табл. 2.7 приведены некоторые рецептуры буферных жидкостей.

Таблица 2.7.