автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Теоретические и прикладные основы эффективного извлечения остаточных запасов нефти на поздней стадии разработки месторождений

Для служебного пользования экз. № ^

ИШКАЕВ РАУВЕЛЬ КАЛИМУЛЛИНОВИЧ

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И ПРИКЛАДНЫЕ ОСНОВЫ ЭФФЕКТИВНОГО ИЗВЛЕЧЕНИЯ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Спецнальпостн: 05.15.06 - Разработка п эксплуатация нефтяных и газовых местороздений 05.15.10 - Бурение скважин

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Тюмень -1999

Работа выполнена в нефтегазодобывающем управлении «Азнакаевск-нефть» акционерного общества «Татнефть» (НГДУ «Азиакаевскнефть»)

Научный консультант

-академик РАН ГАШ1ЕВ Р.Ф.

Официальные оппоненты: - д.т.н., профессор ФЕДОРОВ К.М.

- д.т.н., профессор СПИВАК А.И.

- д.г.-м.н., профессор ХАЙРЕДИНОВ Н.Ш.

Ведущее предприятие: институт ТюмеиНИИгипрогаз

Защита диссертации состоится 17 декабря 1999 года в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 064.07.03 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38 С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета

Автореферат разослан 17 ноября 1999 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

д.т.н. профессор

В.П. ОВЧИННИКОВ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследований. Теория и практика разработки многопластовых нефтяных месторождений показывает, что приращение и выработка извлекаемых запасов на поздней стадии - одна из сложных и многоаспектных геолого-технических проблем. Существенное изменение гидродинамического состояния и трудно прогнозируемое поведение залежи в целом и ее отдельных частей, применение различных систем разработки, режимов эксплуатации скважин и методов интенсификации притока снижают качество работ при заканчивании скважин. Межпластовые перетоки уже при вводе скважин в эксплуатацию существенно осложняют не только применение оптимальных режимов добычи нефти, но и нарушают систему разработки, что отрицательно сказывается на конечной нефтеотдаче.

Применяемые технологии по выработке остаточных запасов нефти в условиях дифференциации пластовых давлений по разрезу и площади не в достаточной степени отвечают возросшим требованиям к качеству и эффективности работ на поздней стадии разработки месторождений.

В этой связи необходима разработка новых научных концепций и технологических процессов по повышению эффективности и качества работ при заканчивании и эксплуатации скважин. Сохранение природных коллекторских свойств продуктивных пластов, надежная долговременная изоляция их от во-донасыщенных пластов, более широкое применение конструкций открытого забоя в сочетании с методами глубокого дренирования приствольной и приза-бойной зон пластов и оптимальными параметрами воздействия на межсква-жинное пространство является ключевым направлением развития и совершенствования процессов эффективного извлечения остаточных запасов нефти на месторождениях в поздней стадии разработки.

Цель работы. Повышение эффективности извлечения остаточных запасов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений созданием комплекса ресурсосберегающих и экобезопасных технологий.

Основные задачи исследований:

1. Комплексные решения по развитию геолого-технических основ повышения эффективности извлечения остаточных запасов нефти.

2. Разработка вопросов совершенствования селективных методов изоляции водонасьпценных пластов и конструкций забоя нефтяных скважин.

3. Реализация принципов системного подхода для решения геолого-технических проблем заканчивания и ввода скважин в эксплуатацию.

4. Разработка комплекса технологических и технических решений по совершенствованию первичного, вторичного вскрытия и разобщения пластов, повышающих эффективность извлечения остаточных запасов нефти.

5. Технико-экономическое и экологическое обоснование предложенных

технологий и разработка нормативной документации.

Научная новизна

1. В области заканчивают и эксплуатации скважин в основу методических и технологических разработок положены принципы системного подхода для реализации нелинейных эффектов при извлечении остаточных запасов нефти на поздней стадии разработки месторождений.

2. Научно обоснована необходимость разукрупнения эксплуатационных объектов с учетом специфики текущего гидродинамического состояния залежи и системы разработки.

3. По результатам анализа состояния текущих запасов месторождения научно обоснован комплекс технологий по извлечению остаточных запасов и увеличению нефтеотдачи пластов волновыми методами (гидромеханический, акустический, имплозионный).

4. Разработана концепция снижения обводненности добываемой продукции формированием гидрофобного изоляционного экрана в интервале водо-нефтяных зон продуктивных пластов в процессе их первичного вскрытия. Рассмотрен механизм изменения фазовых проннцаемостей пористой среды по воде и нефти при вводе в промывочные и тампонажные растворы гидрофобизатора «Полисил».

5. Разработано научно-техническое направление по формированию гидродинамически совершенных конструкций забоя скважины в аномальных и изменяющихся гидродинамических условиях разработки многопластовых месторождений нефти.

6. Научно обосновано направление в области интенсификации добычи нефти - комплексная очистка призабойной зоны термо-акустико-химическим воздействием в динамическом режиме в сочетании с эффектом имплозии. Изучен механизм восстановления фильтрационных характеристик проницаемой среды.

Практическая ценность

1. Реализован комплекс геолого-технологических мероприятий по стабилизации добычи нефти из неоднородных продуктивных объектов на поздней стадии эксплуатации повысила эффективность разработки и степень извлечения запасов. Снижена обводненность добываемой продукции, оптимизированы критерии эффективного применения технологий увеличения нефтеотдачи и обработки призабойной зоны (ОПЗ).

2. Результаты диссертационной работы вошли в следующие руководящие документы:

- программу НГДУ «Актюбанефть» по совершенствованию системы поддержания пластового давления (ППД) на 1995-1996 гг.;

- концепцию «Основные направления совершенствования системы ППД в АО «Татнефть» и снижение затрат в этой области», 1994 г.;

- бизнес - план «Технико-экономическое обоснование реконструкции и совершенствования системы ППД с целью повышения коэффициента нефтеиз-влечения эксплуатационных объектов АО «Татнефть», 1995 г.;

- «Положение о составлении технологических режимов работы добывающих и нагнетательных скважин НГДУ «Азнакаевскнефть», 1996 г.;

- Стандарт предприятия (АО «Татнефть») «Временное методическое руководство по оценке эффективности применения гидрофобизующего материала «Полисил» при первичном и вторичном вскрытии продуктивных пластов», 1998 г.;

- СТП 39-0147-585-179-99 «Технология поинтервальной изоляции проницаемых пород при первичном вскрытии».

3. Разработаны и внедрены в НГДУ «Азнакаевскнефть» следующие комплексы технологий:

1) по увеличению нефтеотдачи, в том числе на уровне изобретений (патенты РФ №№ 2061177, 2105142, 2125649);

2) изоляции водопротоков при первичном вскрытии продуктивных пластов залежей в промысловых условиях НГДУ «Азнакаевскнефть»;

3) селективной изоляции водонасьпценных и поглощающих пластов при первичном вскрытии методом доставки малых порций сухого тампонажного материала в обрабатываемый интервал (А.с. 0147585);

4) по формированию конструкций фильтра и забоя нефтяных скважин в нестационарных геолого-промысловых условиях разработки месторождений, включающие методы гидроизоляции призабойной и прискважинной зон проницаемых пластов, установку модульных отсекателей пластов (МОП), технологию бурения боковых горизонтальных стволов (БГС);

5) по долговременной изоляции водонасьпценных пластов и временной консервации продуктивных горизонтов на площадях Ромашкинского нефтяного месторождения;

4. Разработаны рецептуры гидрофобных составов на основе тонкодисперсных систем для селективной изоляции водонефтяных зон в процессе первичного вскрытия и разобщения проницаемых пластов в интервале продуктивных отложений, способствующие снижению водопроницаемости и повышению герметичности образующейся единой взаимосвязанной системы крепи «фильтрационная корка - кольмагационный экран - тампонажный камень».

Апробация работы

Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались и обсуждались на:

- научно-практических конференциях: «Энергосбережение при освоении и разработке северных месторождений Западно-Сибирского региона» (г. Тюмень, 1997г.); «Опыт разведки и разработки Ромашкинского и других крупных нефтяных месторождений Волго-Камского региона» (г. Лениногорск, 1998г.);

«Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий» (г. Бугульма, 1998г.);

- Всероссийской научно-технической конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (г. Тюмень, 1998г.);

- научно-технической конференции по бурению горизонтальных скважин (г. Ижевск, 1998 г.).

- Международной научно-технической конференции «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России» (г. Тюмень, 1999 г.).

- семинарах главных геологов предприятий АО «Татнефть» (г. Азнакае-во, 1999 г.) и специалистов республики Ирак (г. Альметьевск, 1999 г.);

- научно-практической конференции по пластической деформации пластов (г. Азнакаево, 1999г.);

- научно-методических советах института ТаггНИПИнефть и на технических советах предприятий АО "Татнефть" (1994-99 гг.).

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и рекомендаций: изложена на 264 страницах машинописного текста и содержит 91 рисунок, 60 таблиц, список литературы из 201 наименования и 4 приложения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы извлечения остаточных запасов на поздней стадии разработки месторождений, определены цель и задачи исследований, намечена стратегия создания новых технологий и технических средств.

В первом разделе рассмотрены особенности геологического строения основного продуктивного объекта Ромашкинского нефтяного месторождения (горизонта Д1) в пределах центральных и восточных площадей (Павловская, Зеленогорская, Восточно-Лениногорская, Холмовская, Азнакаевская и Карамалинская) и проведена дифференциация остаточных запасов по низко- и высокопродуктивным пластам.

Изучением геологического строения Ромашкинского месторождения в течении ряда лет занимались исследователи многих научных и производственных организаций: КГУ, ТатНИПИнефть, КФАН СССР, трест Татнефтегаз-разведка, ВНИИнефть, ГАНГ им. И.М.Губкина, ВНИГРИ, АО «Татнефть» и др. На основании этих работ проведен анализ разработки Ромашкинского месторождения с детализацией его особенностей в объемах, необходимых для изучения и обоснования путей повышения эффективности методов выработки запасов нефти на поздней стадии разработки.

К концу 80 гг. на площадях НГДУ «Азнакаевскнефть» возникла ситуация, когда заложенный в проекты разработки форсированный отбор жидкости из объектов по причине физического износа оборудования системы ППД стал невозможным. Нефтяные площади к этому времени вступили в завершающую стадию разработки. Изменилась структура запасов нефти. Поэтому перед разработчиками остро встали следующие задачи:

1. Реконструкция и совершенствование системы дифференцированного гидродинамического воздействия на месторождение для вовлечения в активную разработку запасов в низкопродуктивных коллекторах, повышения нефтеотдачи высокопродуктивных пластов изменением направления фильтрационных потоков, циклического заводнения и выравнивания профиля приемистости.

2. Увеличение нефтеотдачи высокопродуктивных нижних и низкопродуктивных коллекторов верхней пачки пластов за счет создания и широкомасштабного применения физико-химических методов воздействия на призабой-ную зону пласта (ПЗП).

3. Совершенствование технологий заканчивания скважин за счет повышения качества первичного вскрытия и крепления, бурения скважин горизонтальными стволами, в том числе зарезки вторых боковых стволов в старом фонде.

НГДУ «Азнакаевскнефть» разрабатывает 6 площадей Ромашкинскош месторождения, которые по своим геологическим характеристикам охватывают все части основной залежи. Основным объектом эксплуатации являются терригенные отложения пашийского горизонта верхнего девона (горизонт Д1), регионально перекрытые аргиллитами кыновского горизонта. Средняя глубина залегания кровли продуктивного пласта - 1750 м. Общая толщина горизонта изменяется от 33,8 до 39,4 м. В продуктивной части выделяют 8 пластов-коллекторов (сверху вниз): а, 61, 62,63, в, г1, г2+3, д. На центральных и средних площадях нефтенасьпценная толщина пластов изменяется в среднем от 8,1 до 13,9 м. Средняя проницаемость коллекторов - 0,500 мкм2, пористость 19,8%, коэффициент песчанистости 56%, цементация кварцевая, гранулометрический состав в основном однородный.

Для отложений продуктивного горизонта Д1 характерна высокая во-дообильность, обусловленная единой гидродинамической системой, которая охватывает водонасьпценные породы - коллекторы нижних горизонтов. Кроме того, геологическое строение Ромашкинского месторождения характеризуется целым комплексом неблагоприятных факторов, среди которых можно выделить:

1) многопластовость основного объекта разработки, вызывающая необходимость в поочередном отключении обводнившихся пластов;

2) малая мощность естественных водоизолирующих перемычек между пластами, обусловливающая низкие критические величины градиента дав-

ления в заколонном пространстве продуктивных отложений;

3) приуроченность большой доли запасов к водонефтяным зонам; широкое развитие водонефтяных зон с малой нефтенасыщеиной мощностью;

4) резкая литолого-фациальная изменчивость пластов по разрезу и площади, приводящая нередко к первоочередному обводнению промежуточных и верхних отдельных прослоев и пластов, что повышает сложность производства изоляционных работ;

5) наличие, непосредственно под продуктивными, мощных водоносных горизонтов;

6) распространение зон литологического слияния нефтяных пластов с нижележащими водоносными коллекторами, вызывающее обводнение скважин в пределах контура «кажущейся» сплошной нефтеносности;

7) высокая коррозионная активность пластовых вод верхних горизонтов разреза.

Все эти особенности недостаточно учитывались в проектах на бурение и первичное вскрытие продуктивных пластов, что приводило к дополнительным ремонтно-изоляционным работам (РИР).

Кроме того, совместными исследованиями ВНИГРИ и НГДУ «Азнака-евскнефть» на Холмовской площади Ромашкинскош месторождения с помощью системы «Геодеф» установлено существенное влияние на физические свойства продуктивных пластов необратимых пластических деформаций горных пород, приводящих к снижению начальных извлекаемых и балансовых запасов нефти. По полученным результатам на Холмовской площади были оценены изменения параметров коллектора в зоне необратимых деформаций. Так, по пропластку а, максимальное снижение коэффициента проницаемости достигло 0,106 мкм2, а по пропластку а2 - 0,181 мкм2, то есть на 25-40%. Это свидетельствует о необходимости учета этого фактора в системе разработки месторождения и при выборе режимов эксплуатации скважин (рис.1.).

В целом, развитию интенсивного обводнения способствовали и особенности разбуривания, направленного на ускоренные темпы ввода месторождения в разработку в связи с заданиями по скорейшему перевооружению топливного баланса страны. В частности, это необоснованный интервал цементирования эксплуатационных колонн в старом фонде скважин, связанный с отсутствием эффективной технологии крепления, недостатком материалов и т.д., приведшее к ускорению темпов коррозии колонн, перетокам между пластами.

На практике разработка месторождения имеет площадные и блоковые системы выработки, а также деление по пластам. Следовательно, и система поддержания пластового давления, которая складывается в процессе разработки, ориентирована прежде всего на отдельные пласты. Поэтому процесс бурения в продуктивной части разреза на объектах, находящихся в интенсивной разработке, имеет ряд особенностей: вскрываемые пласты имеют различное

Рис. 1. Карта необратимых изменений проницаемости про-пластка а1 Холмовской площади, вызванных разработкой в период с 1953 по 1996 г.г.

текущее пластовое давление; возможно нарушение природного насыщения флюидами в любом из вскрываемых пластов; изменчивость в широком диапазоне коллекторских свойств пластов; высокая вероятность водопроявлений.

Данные факторы крайне затрудняют выбор типа и параметров промывочной жидкости, обеспечивающей сохранение природных коллекторских свойств всех продуктивных пластов при первичном вскрытии. По тем же причинам создаются условия для возникновения каналов межпластовых перетоков за эксплуатационной колонной в начальные периоды схватывания цементного раствора, что подтверждается многочисленными случаями брака по качеству цементирования в продуктивном разрезе. Низкое качество разобщения пластов обусловило высокий уровень обводнения добываемой продукции. Так, за период 1993-97гг. по АО "Татнефть" из 2637 вновь пробуренных скважинах в 104 получили прорыв воды при их освоении, а по НГДУ "Азнакаевскнефть" за этот же период в процессе освоения и первого года эксплуатации обводни-лось 22% скважин, т.е. в каждой пятой скважине вместо нефти получена пластовая вода.

Таким образом, повышение качества первичного вскрытия и разобщения продуктивных пластов многопластового объекта разработки становится первоочередной задачей по сокращению затрат на эксплуатацию скважин.

Рассмотренные особенности геологического строения каждой из площадей, уточненные при промышленном бурении и в процессе их разработки, явились основой для дифференцированного подхода к совершенствованию систем их разработки.

Основные объекты центральных и восточных площадей Ромашкинского месторождения характеризуются на данный момент высокой выработан-ностью высокопродуктивных коллекторов и ухудшенным состоянием структуры запасов (табл.1).

Существующая система разработки была ориентирована на выработку высокими темпами относительно легко извлекаемых запасов нефти, но к началу 90 гг. она пришла в противоречие с принципами разработки трудноизвлека-емых запасов, как в высокопродуктивных, так и в малопродуктивных неоднородных коллекторах многопластового объекта Ромашкинского месторождения. Проведенный анализ эффективности системы разработки месторождения подробно освещает период, начиная со второй половины 80г. до настоящего времени. К этому периоду основные решения третьей Генсхемы разработки Ромашкинского месторождения уже были реализованы и требовалась постановка и решение новых задач, которые не были в ней учтены. Так как основой современной технологии разработки Ромашкинского месторождения была и остается система заводнения, необходимо ее совершенствование по двум направлениям:

-разукрупнение объекта разработки (горизонта Д1), включающего раз-

Таблица 1

Выработка запасов по группам коллекторов и структура трудноизвлекаемых запасов

Процент выработки запасов по группам коллекторов Структура трудноизвлекае-

Площадь Коллекторы 1 класса Коллекторы 2 мых запасов

Всего Высоко- Высокопро- класса мало- %от % от

продук- дуктивные продуктивные НИЗ тиз

тивные глинистые

Павловская 85,9 91,3 61,6 56 31,8 60,5

Зеленогорская 82,9 92,5 89,3 64,8 43 75,9

Восточно- 86,9 97,1 81,3 58,2 57,2 92,7

Лениногорская

Холмовская 76,8 88,1 65 51 34,1 67,4

Азнакаевская 87,6 98,9 79 43,4 33,8 93,9

Карамалинекая 88,9 96,9 68,8 66,9 39,6 83,4

По НГДУ «АН» 85,4 94,9 78,9 56,3 38,7 78,6

личные по геологической характеристике высоко- и низкопродуктивные пласты;

-создание оптимальной сбалансированной системы заводнения в пределах основных продуктивных площадей с одновременным сокращением объема закачки пресной воды.

Результатом решения поставленных задач являются внедряющиеся в последние 10 лет рекомендации по разукрупнению объектов разработки и усовершенствованные системы заводнения высоко - и низкопродуктивных коллекторов. Предусмотрено разукрупнение высоко- и низкопроницаемых эксплуатационных объектов дифференцированно в пределах каждой площади и блока, создание локальных систем заводнения, восстановление баланса закачки и отбора, пластовых давлений, как по площадям, так и по пластам, создание системы межскважинной перекачки пластовой воды (МСП). Техническая реализация всех мероприятий основана на полной реконструкции системы ППД.

Повышение эффективности системы заводнения предусмотрено за счет развития гидродинамических методов. Кроме непосредственной работы с нагнетательным фондом скважин, в процессе регулирования задействованы вы-сокообводненные эксплуатационные скважины, остановка или пуск которых обеспечивает условия глубокого циклирования. К процессам регулирования необходимо отнести также работы по освоению под закачку части скважин в тупиковых зонах и линзах для создания условий по оптимальному изменению направлений фильтрационных потоков. По результатам последних трех лет доля нефти, добытой за счет регулирования отборов и закачки превышает 10% от общей добычи (1997г. - 308тыс.т.).

В качестве одного из самостоятельных разделов, среди процессов регулирования, необходимо выделить межскважинную перекачку пластовых вод.

В результате развития межскважинной перекачки пластовой воды с целью поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи пластов в НГДУ создана система из 58 водозаборных и 111 нагнетательных скважин, которые обеспечивают работу 277 добывающих. Накопленный прирост добычи по данным скважинам составил 222,6 тыс.т нефти. Годовой объем закачки достиг 870 тыс.м3. При этом уровень потребления пресной воды только по Холмовской площади, где работают более 60% систем МСП, снижен более чем на 1,5 млн.м3 ежегодно. Расчетная эффективность от закачки пластовой воды (существующими системами МСП), как третичного метода повышения нефтеотдачи пластов, составляет 1136 тыс.т. Продолжается развитие МСП пластовых вод на участках коллекторов ухудшенного качества, в тупиковых зонах, изолированных линзах и в районах, удаленных от существующей системы заводнения.

Нами рассмотрены вопросы комплексного геолого-технологического обоснования приращения извлекаемых запасов нефти на многопластовом неоднородном объекте на поздней стадии разработки.

Геолого-технологические направления включают в себя три блока.

1. Регулирование процессов под держания пластового давления.

2. Третичные методы увеличения нефтеотдачи.

3. Повышение эффективности использования фонда скважин.

Первый блок включает в себя: восстановление баланса закачки и отборов по площадям, блокам и пластам; сокращение отборов жидкости и закачки воды; применение МСП; сокращение объемов закачки пресной воды; применение очагово-избирательного заводнения; повышение качества подготовки вод.

Второй блок связан с активным внедрением в практику нефтедобычи гидродинамических, физико-химических, физических и биогеотехнологичес-ких методов повышения нефтеотдачи (МУН).

Третий блок направлен на повышение эффективности использования фонда скважин и качества заканчивания скважин в аномальных геолого-промысловых условиях разработки месторождений:

- работа с нерентабельным фондом, периодическая эксплуатация ма-лодебитных скважин, циклическое воздействие на отдельные группы нагнетательных и добывающих скважин, отказ от ликвидации скважин при наличии любой возможности дальнейшего использования, совершенствование технологий ОПЗ малодебитных и высокообводненных скважин, создание льготных условий по налогообложению продукции малодебитного фонда скважин;

- работа с неэксплуатируемым фондом (консервированным, пьезометрическим, ликвидированным). В результате геолого-промыслового анализа выявляются участки с невыработанными запасами и вводятся в работу нера-

ботающие скважины на этих участках после проведения ОПЗ, изоляционно-восстановительных работ;

- бурение скважин горизонтальными и боковыми горизонтальными стволами, совершенствование технологий заканчивания скважин, конструкций фильтра и забоя, процессов освоения и ввода скважин в эксплуатацию.

Во второй разделе диссертационной работы рассматриваются вопросы системного подхода к решению проблем заканчивания и ввода скважин в эксплуатацию, селективной изоляции водонасыщенных пластов, совершенствования конструкций фильтра и забоя скважин.

Следует сразу отметить, что в настоящее время при совершенствовании технологических процессов строительства и эксплуатации скважин основываются на так называемом комплексном подходе, т.е. довольно условном выборе технологических приемов и технических средств, улучшающих решение какой-либо частной промысловой задачи. Однако при этом не учитываются возможные последствия отрицательного влияния этих процессов на последующие взаимосвязанные этапы заканчивания и эксплуатации скважин. Более того, как показывает анализ, в подавляющем большинстве случаев основные интеллектуальные усилия разработчиков направляются не на установление и устранение причин негативных последствий производственного процесса, а на сами последствия. Несомненно, что при этом изначально занижается эффективность разработок и сужается область их применения. Но самое главное - не устраняется причина, снижающая при проведении различных операций качество работ и эффективность применяемых технологий. Отсюда назревшая необходимость в широком использовании системного подхода для успешного решения ключевых проблем бурения и эксплуатации скважин. Например, стадия заканчивания скважин включает семь последовательно проводимых технологических этапов.

Этап первичного вскрытия продуктивной толщи предваряется операцией подготовки необсаженной части скважины (от башмака последней обсадной колонны до кровли продуктивных отложений) к первичному вскрытию продуктивных пластов. Это необходимо для предупреждения осложнений на этом ответственном этапе и повышения безопасности ведения работ при возникновении поглощений, гидроразрыва горных пород, газонефтеводопроявле-ний, аварий.

Первичное вскрытие продуктивных отложений связано с операциями разрушения горных пород, формирования ствола скважины и важного элемента конструкции забоя - призабойной зоны нефтегазовых пластов. Этот этап характеризуется наиболее сложными гидродинамическими условиями, влияние которых на результаты производства всех последующих этапов наиболее значимо.

Этап борьбы с осложнениями включает операции по геофизическому и гидродинамическому исследованию осложненных зон и их изоляции до полного восстановления герметичности, прочности ствола и предупреждения кавернообразований. Это позволяет стабилизировать технологические операции бурения и крепления скважины, если качественно изолирован весь комплекс вскрытых проницаемых пластов.

Этап опробования перспективных пластов на продуктивность связан с операциями по применению различных методов оценки нефтегазоносно-сти: испытатели пластов на трубах; спускаемые на кабеле; пробная эксплуатация продуктивных пластов. Производство этого этапа обязательно для поисковых и разведочных скважин, а выборочно - для эксплуатационных.

Этап крепления скважины связан с операциями подготовки ствола, комплектованием компоновки низа, спуска и цементирования эксплуатационной колонны с одновременным формированием составных элементов конструкции забоя скважины -обсадных труб и цементного кольца.

Этап вторичного вскрытия продуктивных пластов включает операции замены промывочной жидкости на специальную, перфорации эксплуатационной колонны против продуктивных пластов и подготовки скважины к освоению.

Этап освоения скважины связан с операциями вызова притока углеводородной продукции, определением фильтрационных характеристик приза-бойной зоны продуктивных пластов, применением интенсифицирующих обработок призабойной зоны перед вводом скважины в эксплуатацию и установлением технологических режимов эксплуатации.

Этап ввода скважины в эксплуатацию включает операцию выведения ее на установленный режим отбора добываемой продукции, с учетом применяемой системы разработки месторождения.

Таким образом, скважина на этапе заканчивания представляет собой сложную геолого-техническую систему, свойства которой требуют отдельного рассмотрения для понимания физической сущности происходящих в скважине процессов и влияния, оказываемого ими на конечные результаты этой завершающей стадии строительства горного сооружения. Скважина, как горное инженерное сооружение, относится к гетерогенным, термодинамическим системам, состояние которой определяется тремя составляющими ее фазами: горные породы (твердое), нефть и пластовая вода (жидкое) и газ (газообразное). Основные термодинамические параметры этой системы - абсолютная температура, абсолютное давление и плотность тела.

Каждая система определяется составом, строением и взаимосвязью всех ее частей, образующих единство. Отсюда понятие "система" в общем случае означает совокупность материальных тел, взаимодействующих между собой и с внешней средой, которая располагается за границами рассматриваемой системы.

Технологические операции бурения и заканчивання скважин (внешняя среда гетерогенной системы) являются тем звеном производственного процесса, которое связывает возможности технических средств с геолого-физическими условиями строительства скважины и определяет конечные результаты буровых работ. Рассмотрим это на примере анализа иерархической схемы геолого-технической системы "скважина п пластов" .

Система включает три основных части на уровне подсистемы: объект (продуктивная толща), внешняя среда (способы заканчивания скважин) и факторы внешнего воздействия (параметры управления состоянием системы). Эти части определяют свойства системы.

Второй уровень подсистемы включает комплекс элементов системы. На этом уровне устанавливается взаимосвязь между элементами системы и ее основными частями, а также влияние на процессы взаимодействия внутрисистемных факторов.

Третий уровень подсистемы представлен элементами системы, участвующими в процессах взаимодействия как самих элементов, так и основных частей системы.

С научной и прикладной точек зрения при системном подходе к проблемам заканчивания скважин важно установление взаимосвязи между последовательно реализуемыми технологическими этапами работ, параметрами управления, механизмами взаимодействия горных пород и буровых растворов -как методической основы по совершенствованию и разработке комплекса технологий строительства нефтяных и газовых скважин.

Сквозное рассмотрение комплекса технологий заканчивания скважин в рамках единой геолого-технической системы "скважина п пластов" показывает, что все семь этапов работ тесно взаимосвязаны. Поэтому достижение высоких экономических, качественных и экологических показателей на этой стадии строительства скважины зависит от результатов завершения каждого этапа во взаимосвязи с другими этапами. Только при этом условии представляется возможным достигнуть более высоких показателей заканчивания скважин за счет реализации внутрисистемных эффектов.

Другим важным следствием сквозного рассмотрения геолого-технической системы является установление тесной зависимости всех технологических этапов заканчивання от технического состояния ствола скважины - герметичности и прочности стенок, начиная с процесса формирования ствола на этапе первичного вскрытия и кончая вводом скважины в эксплуатацию. Причем, с повышением сложности и аномальности геолого-технических условий заканчивания скважин зависимость эта резко возрастает.

Все отмеченное приводит к важному выводу - одной из главных функций технологических этапов заканчивания скважин, кроме выполнения ими своего основного назначения, является поддержание ствола в технически на-

дежном состоянии, исключающем гидродинамическую связь пластов и скважины, гидроразрыв горных пород и кавернообразования.

Анализ состояния работ в области заканчивания скважин в России и за рубежом показывает, что проблема поддержания ствола в технически надежном состоянии в процессе его формирования наименее разработана. И при современном уровне развития техники и технологии в наибольшей степени сдерживает рост основных показателей работ. Поэтому, широкое применение системного подхода и разработанных на их основе технологических решений является одним из перспективных направлений совершенствования работ как на стадии заканчивания скважин, так и при извлечении остаточных запасов.

Особое внимание в работе уделено выяснению основных факторов, вызывающих ухудшение естественной, или, как принято называть, потенциальной продуктивности пластов в процессе бурения, имеющих существенное значение для условий Ромашкинского месторождения:

1) набухание глинистых частиц пластов при продолжительном контакте с буровым раствором и образование устойчивых водонефтяных эмульсий под влиянием капиллярных сил;

2) глубокое проникновение в призабойную зону пласта (ПЗП) твердых частиц и фильтрата бурового раствора;

3) превалирующее отрицательное влияние буровых растворов на низкопроницаемые пласты, а также продуктивные горизонты с низким пластовым давлением;

4) время контакта бурового раствора с пластом и перепад давления между стволом скважины и призабойной зоной пластов, интенсифицирующих процессы кольматации и закупорки проницаемых пород.

В процессе выработки запасов нефти из неоднородных по проницаемости пластов происходит наиболее интенсивная фильтрация по высокопроницаемым пропласткам и участкам коллекторов. При разработке залежей нефти с применением систем заводнения различная скорость фильтрации приводит к прорывам воды по таким пропласткам и участкам коллекторов. При наличии в пласте водонефтяного контакта (ВНК) начального или возникшего при заводнении, эксплуатация скважин нередко сопровождается образованием конуса обводнения. Для залежей высоковязкой нефти ускоряется процесс прорыва закачиваемых вод по более проницаемым пропласткам и участкам из-за увеличения соотношения вязкостей нефти и воды. Положение усугубляется образованием широкой сети разветвленных и гидродинамически связанных каналов аномально низкого фильтрационного сопротивления, проницаемость которых, по некоторым данным, на три-четыре порядка выше среднепластового значения. Следовательно, при бурении скважин, особенно горизонтальными стволами, более остро встает проблема борьбы как с водопроявлениями, так и поглощениями.

В настоящее время, как правило, перфорацией вскрывается только один пласт многопластового объекта ввиду возможности опережающего обводнения отдельных пластов, так как изоляция воды в процессе разработки сопряжена с определенными трудностями, причем эффективность этих работ, как правило, не превышает 40% в лучшем случае. В то же время такая технология разработки ведет к занижению вовлеченных в разработку запасов нефти, т.е. снижает годовые темпы отборов нефти. Аналогичная ситуация складывается и при вскрытии пластов с ВНК, когда с целью исключения возможности образования конуса обводнения вскрывают перфорацией только 30-40% нефтенасы-щенной толщины пласта. Проведение же водоизоляционных мероприятий в процессе бурения и первичного вскрытия пластов позволит регулировать равномерность выработки запасов.

Таким образом, увеличение нефтеотдачи пластов за счет повышения охвата выработкой, вовлечения в работу не вырабатываемых пластов при их совместной разработке, сокращение сроков разработки нефтяных месторождений путем достижения равномерности выработки отдельных прослоев пласта и отдельных пластов многопластового объекта разработки возможно достигнуть совершенствованием первичного вскрытия продуктивных и предварительной изоляцией водоносных пластов до спуска эксплуатационной колонны.

Кроме того, обязательным является предупреждение перетоков воды по заколонному пространству, что, в свою очередь, кардинально может бьггь решено с помощью применения технологий изоляции водопритоков в процессе вскрытия бурением водоносных пластов или промытых зон продуктивной залежи. То есть исключением первопричины образования негерметичного за-колонного пространства в результате взаимодействия разнонапорных горизонтов многопластовой залежи.

Разработана рабочая гипотеза изоляции водопритоков при первичном вскрытии продуктивных горизонтов и при проведении капитальных ремонтов обводненных скважин месторождений, находящихся на поздней стадии разработки.

При разработке рабочей гипотезы одним из главных было требование по созданию такой технологии первичного вскрытия, которая позволила бы изолировать водопритоки по промытым зонам продуктивных пластов и в дальнейшем обеспечить возможность направленного воздействия на призабойную и удаленную зоны пласта с целью увеличения добывных возможностей нефтяных скважин.

Основная стратегия заключалась в изменении фазовых проницаемостей по воде и нефти пластов-коллекторов. Для этой цели была использована теория физической адсорбции и один из главных ее постулатов о том, что молекулы адсорбируются немедленно после того, как они достигают поверхности адсорбента, что важно в условиях бурящейся скважины.

Сам по себе процесс адсорбции на поверхности твердого тела протекает с большей скоростью, но восполнение убыли концентрации в слое, прилегающем к поверхности адсорбента, происходит путем диффузии, протекающей в растворе весьма медленно, что очень замедляет установление равновесия между объемом раствора и поверхностью адсорбента. В случае пористых адсорбентов перемешивание раствора не распространяется на поры и равновесие достигается почти исключительно за счет медленной диффузии растворенного вещества. Чем меньше поры, тем медленнее достигается равновесие. Так как скорость адсорбции зависит от скорости диффузии растворенного вещества к твердой поверхности, то очевидно, скорость адсорбции возрастает с ростом концентрации и замедляется с увеличением вязкости среды и с понижением температуры. Уравнение Гиббса для адсорбции на границе раздела фаз «раствор -твердое тело» дает возможность делать лишь качественные выводы, так как экспериментально не удается измерить поверхностную энергию на границе твердое тело - жидкость. Здесь, как и в случае вода - воздух, адсорбция органических веществ из раствора равномерно возрастает по мере увеличения длины углеводородной цепи. Это справедливо для гладкой поверхности твердого тела. Для пористых тел, наоборот, с повышением числа атомов углерода в гомологическом ряду наблюдается не повышение адсорбции, а понижение. Хотя адсорбция на единицу поверхности с повышением молекулярного веса и увеличивается, но доступная для адсорбции площадь уменьшается. Такое уменьшение вызывается тем, что с удлинением углеводородной цепи, т.е. с возрастанием размера молекул, число канальцев, пор и трещин, в которые могут проникать адсорбируемые молекулы, постепенно снижается. Это происходит, когда уменьшение удельной поверхности адсорбента превышает увеличение адсорбции на единицу поверхности согласно правилу Траубе. Однако наблюдаются и обратные явления - из смесей вещество адсорбируется сильнее, чем когда оно находится в растворе.

Когда пористая среда сложена из зерен с гидрофобной поверхностью, то гидрофобные радикалы молекулы обращаются в сторону адсорбента, т.е. породы, а полярные группы молекулы обращаются в сторону воды, в результате чего увеличивается количество связанной воды и изменяется ее фазовая проницаемость.

Это позволило сформулировать требования к материалам - гидрофоби-заторам для снижения проницаемости терригенных коллекторов по воде и сохранения фазовой проницаемости по нефти.

В работе рассмотрены факторы, снижающие качество крепления и долговременного разобщения разнонасыщенных пластов продуктивной толщи. Это связано как с геолого-промысловыми условиями (фильтрационные и прочностные характеристики горных пород, градиенты давления между смежными пластами, высокие гидродинамические репрессии) так и свойствами цементного

раствора - камня. Интенсивное обезвоживание тампонажных растворов под действием высоких репрессий в периоды цементирования эксплуатационных колонн и ОЗЦ существенно изменяет их исходные свойства (плотность, вязкость, предельное напряжение сдвига, сроки схватывания и твердения), активность физико-химических процессов формирования цементного камня, величины гидростатического давления цементного раствора в скважине в период ОЗЦ. В неоднородном по плотности цементном растворе при формировании цементного камня образуются различные дефекты, связанные с процессами их коагуляционного и кристаллизационного структурообразования. Следствием этих процессов становится отсутствие напряженных контактов между элементами составной крепи (стенка скважины - цементный камень - обсадные трубы) и возникновение контракционных каналов в цементном камне и неоднородном по прочности на сжатие цементном кольце. Наличие градиента давления между смежными разнонапорными пластами в этих условиях вызывает, еще до ввода скважин в эксплуатацию, межпластовые и заколонные перетоки пластовых флюидов.

Высокие гидромеханические нагрузки, действующие на крепь при вторичном вскрытии (давления при перфорации обсадных труб, в два и более раз превышающие предел текучести металла труб на внутреннее давление и в 25100 раз прочность цементного камня на сжатие), и производстве стимулирующих обработок ПЗП (СКО, ГРП и т.д.) с созданием в интервале фильтра депрессий 15-20 МПа и репрессий 30-50 МПа приводят в большинстве случаев к полному нарушению герметичности разобщения пластов, примыкающих к зоне фильтра. При таком техническом состоянии крепи происходит интенсификация прорыва вод к фильтру скважины, процессов заколонных и межпластовых перетоков, действие которых оказывает решающее влияние на эффективность реализации применяемых систем разработки месторождений, методов интенсификации добычи нефти и газа, охрану недр и окружающей среды.

Анализ показал, что большинство негативных последствий некачественного крепления технологического характера связаны с показателями технического состояния ствола в интервале продуктивных отложений, т.е. герметичностью, прочностью и устойчивостью стенок. Поэтому современные технологии и технические средства, разработанные без учета этого системного фактора, как показывает многолетний опыт, недостаточны для повышения качественных показателей заканчивания скважин выше достигнутого на сегодня уровня. В этой связи перспективны научно-прикладные направления по совершенствованию известных и разработке новых методов контроля и регулирования технического состояния ствола до технологически требуемого уровня при заканчивании и эксплуатации скважин в различных по сложности геолого-промысловых условиях разработки нефтегазовых месторождений.

Рассмотрены технические и технологические характеристики конст-

рукций забоя скважин Ромашкинского месторождения, сформулированы требования к методам формирования конструкции фильтра и забоя скважины и предложена концепция по созданию конструкции фильтра в процессе первичного вскрытия продуктивной толщи.

На Ромашкинском нефтяном месторождении применяется два типа конструкций забоя скважин и их модификации, представленные на рис.2. Выявлены факторы, определяющие степень гидродинамического и технологического совершенства конструкции забоя скважин.

Основным типом является несовершенная по характеру и степени вскрытия конструкция забоя (см. рис.2.-а). Этот же тип конструкции применяется при заканчивании скважин в зонах водонефтяного контакта (ВНК) или когда водоизолирующие разделы по толщине не превышают 3-4 м. Анализ технических и технологических характеристик этого типа конструкции забоя эксплуатационных скважин выявил ряд недостатков, осложняющих процессы их формирования в аномальных геолого-промысловых условиях, притока жидкости к фильтру, обработки призабойных зон (ОПЗ) и производства ремонтно-изоляционных работ (РИР). Это, в первую очередь, низкие тампонажно-техни-ческие свойства применяемых портландцементов, камень из которых разрушается при перфорационных работах и производстве стимулирующих обработок ПЗП, а также отсутствие у цементного кольца напряженных контактов с породами и обсадными трубами. Кроме того, составная крепь осложняет производство изоляционных работ по эффективному восстановлению ее герметичности и тампонированию промытых зон из-за невозможности определения гидродинамических и фильтрационных характеристик этой сложной геолого-технической системы.

Конструкция «открытого забоя» (см. рис.2.-е) с установкой башмака эксплуатационной колонны в кровле нефтенасыщенных пластов применяется в скважинах, где водонасыщенные пласты удалены от объектов эксплуатации на 15-20м и более, а разрез толщи представлен устойчивыми горными породами. Гидродинамически совершенная по характеру и степени вскрытия, такая конструкция, практически лишена недостатков предыдущей конструкции забоя, более экономична, поскольку исключает затраты средств и времени на операции вторичного вскрытия продуктивных горизонтов и стимулирующие обработки ПЗП при освоении скважин.

Негативное влияние на показатели добычи оказывают гидродинамические условия эксплуатации фильтра скважин. Действие максимальных градиентов давления, скоростей притока углеводородов к фильтру и дополнительных гидромеханических нагрузок при производстве обработок ПЗП и РИР еще в большей степени, чем при заканчивании скважин, нарушает герметичность разобщения пластов прифильтровой зоны и ухудшает эксплуатационные характеристики конструкции забоя. Это ведет к интенсификации межпластовых

а) б) в) г) д) е)

I•.••■■•■ •-!-нефтенасыщенный пласт;|-1-глинистая перемычка; -водонасыщенный пласт; | , ' , |-известняк;

1- обсадная колонна; 2- перфорационные отверстия; 3- затрубный пакер; 4- перфорированная обсадная труба; 5-модульный отсекатель пластов; 6-хвостовик ¿89 +114мм; 7- копьматационный экран;

и заколониых перетоков, обводненности добываемой продукции, снижению производительности скважин и нарушению системы разработки месторождений.

Вместе с тем, производство обработок ПЗП и РИР при столь деформированном, а по сути дела, технически непригодном состоянии фильтра эксплуатационных скважин, представляет непреодолимые технологические и технические проблемы для достижения высоких качественных показателей этих работ в течение всего периода разработки месторождений.

Поскольку современные технологии заканчивания скважин не обеспечивают надежной и долговременной изоляции флюидонасыщенных пластов продуктивной толщи, необходима разработка методов управляемого воздействия на приствольную зону пород-коллекторов для формирования гидроизолирующего экрана, повышающего герметичность и прочность ствола до технологически требуемого уровня. Это сведет к минимуму нарушения технологических процессов при заканчивании скважин, существенно повысит герметичность заколонного пространства, долговременность разобщения разнонапорных пластов и расширит область эффективного применения открытой конструкции забоя скважин.

Здесь важно отметить, что комплекс технологий заканчивания скважин не имеет, как правило, в своем составе операций, предназначенных для установки долговременных гидроизолирующих экранов в приствольной и при-забойной зонах водонасыщенных пластов продуктивной толщи с целью отключения от ствола источников поступления пластовых флюидов в скважину в процессе эксплуатации, производства ОПЗ, ГРП и РИР. Поэтому для эффективного повышения технических характеристик различных конструкций забоя скважин в геолого-промысловых условиях Ромашкинского месторождения необходима разработка методов селективной изоляции приствольной и призабойной зон водонасыщенных пластов, реализуемая на этапе первичного вскрытия продуктивной толщи.

Идея производства водоизоляционных работ в необсаженном стволе до крепления скважин в различное время высказывалась рядом ученых (Ашра-фьян М.О., Городнов В.Д., Горонович С.Н., Кошелев А.Т., Кузнецов Ю.С., Лук-манов P.P., Мавлютов М.Р., Поляков В.Н., Юсупов И.Г. и др.). В нашем случае, для реализации этого научно-технического направления работ разработан комплекс технологий по дренированию и тампонированию приствольной зоны проницаемых пород, назначением которых является создание непроницаемого, с высокой гидромеханической прочностью гидроизолирующего экрана.

Отдельно рассмотрены работы, посвященные обоснованию и разработке комплекса технологий селективной изоляции водонасыщенных пластов и консервации продуктивных горизонтов, а также технологии заканчивания скважин горизонтальным стволом.

Нарушение герметичности разобщения пластов продуктивных отложений на этапе вторичного вскрытия, освоение и эксплуатация скважин при режимах, несоответствующих техническим возможностям крепи, производство стимулирующих обработок ПЗП при гидромеханических нагрузках, деформирующих и разрушающих конструкцию забоя скважины, приводят к неконтролируемым и плохо управляемым процессам фильтрации технологических и пластовых жидкостей, существенно снижающим эффективность применяемых технологий и систем разработки углеводородных залежей. Применяемые в течение многих лет технологии для повышения герметичности крепи (промывка ствола, буферные жидкости, различные типы тампонажных портладцементов, режимы цементирования, технологические оснастки обсадных колонн и т.д.) заметно не изменяют достигнутого уровня показателей работ - эффективность и качество последних по формированию конструкции фильтра и забоя скважины остаются низкими.

В этой связи, предложен комплекс технологий по повышению герметичности и долговечности разобщения продуктивных горизонтов от водона-сыщенных пластов и их консервации в условиях многопластовой залежи. Общий методический подход к формированию фильтра скважины в процессе первичного вскрытия продуктивных отложений сводится к следующему.

1. В процессе первичного вскрытия продуктивных отложений ствола, гидромониторными струями глинистых и полимерглинистых промывочных жидкостей с добавкой гидрофобного материала «Полисил», производится предварительная временная изоляция приствольной зоны всего комплекса флюидо-насыщенных пластов. Эта операция, как показывает промысловый опыт, предупреждает возникновение возможных осложнений (поглощения, гидроразрыв, газоводопроявления, межпластовые перетоки и т.д.), сохраняет коллекторские свойства призабойной зоны продуктивных горизонтов на всех этапах заканчивания скважины - крепления, освоения и ОПЗ.

2. По данным геофизических исследований (ГИС) выделяются водо-насьпценные пласты и производством операций по дренированию приствольной зоны и обработки твердеющими растворами с реализацией наиболее эффективных механизмов снижения проницаемости пород-коллекторов осуществляется их долговременная изоляция.

3. Не вовлекаемые временно в разработку продуктивные горизонты многопластовых залежей консервируются применением специальных схем и технических средств (МОП, УСИП, и т.д.).

При необходимости, долговременно изолированные участки приствольной зоны пластов подвергаются экпресс-испытаниям в необсаженном стволе при максимально прогнозируемых нагрузках на фильтр (депрессии, репрессии), ожидаемых в процессе освоения и эксплуатации скважин.

Такой методический подход к начальному этапу формирования конст-

рукции фильтра скважины предпочтительнее по сравнению с традиционно применяемыми технологиями первичного вскрытия или производством изоляционных операций через технический фильтр и заколонное пространство с нарушенным цементным кольцом.

Разработанный комплекс технологий по селективной изоляции водо-насьпценных пластов и консервации продуктивных включает: метод обработки ствола гидромониторными струями промывочных и тампонажных растворов, метод нагнетания тампонажных растворов в высокопроницаемые водоносные пласты и промытые зоны при режимах, согласованных с их фильтрационными характеристиками, метод дренирования низкопроницаемых пород им-плозионным воздействием, метод консервации продуктивных горизонтов и методику экспресс-оценки герметичности и прочности устанавливаемых гидроизолирующих экранов.

Применение этих методов отдельно и в различных комбинациях реализуется с помощью трех технологических схем. В диссертации подробно описаны приемы применения разработанных схем, область их эффективного применения, преимущества и недостатки, а также используемые технические средства (спецпереводники, пакеры многоразового использования, имплозионное устройство). В этом же разделе работы приведены методы расчета параметров обработки проницаемых пластов, обеспечивающих эффективную реализацию механизма снижения фильтрационных характеристик изолируемого объекта.

Для защиты призабойной зоны продуктивных горизонтов от загрязнения и повышения герметичности разобщения их от пластов в последние годы находят применение специальные технические устройства - модульный отсе-катель пластов (МОП) конструкции БашНИПИнефть, устройство для селективной изоляции продуктивного горизонта (У СИП) конструкции АНК «Баш-нефть» и БашНИПИнефть. Для этого предложена и испытана в промысловых условиях технология и техника консервации нефтяных пластов с использованием МОП, а также долговременной изоляции водопроявляющих горизонтов с предварительной кольмагацией приствольной зоны. Результаты испытаний свидетельствуют о перспективности развития этих работ.

На месторождениях .Татарстана с целью более полной выработки нефтяных залежей, вступивших в позднюю или завершающую стадию разработки, находит применение технология заканчивания скважин боковым горизонтальным стволом (БГС). Главными задачами строительства горизонтальных скважин являются: разработка трудноизвлекаемых запасов углеводородов, повышение охвата пластов малой толщины с неоднородной проницаемостью, эксплуатация коллекторов с вертикальной трещиноватостью и т.д. Обзор работ показывает, что из введенных в эксплуатацию БГС, технологически эффективны в России лишь 50-55%. Для БГС, пробуренных в Татарстане, характерно быстрое снижение начальных дебитов добывающих скважин в 1,5-5,0 раз и

интенсивный рост обводненности продукции в первый же год эксплуатации, независимо от конструкции забоя (с фильтром из труб или без него).

В основу совершенствования технологии бурения БГС с целью получения высоких качественных и технико-экономических показателей буровых работ, а также снижения степени риска, связанного с неопределенностью результатов прогнозирования геолого-промысловых условий выработки залежи, были приняты три основополагающих методических принципа системного характера.

1. Проводка БГС должна осуществляться при непрерывном контроле за пространственным в пределах заданного коридора (между кровлей и подошвой продуктивного горизонта) положением ствола скважины. Это обеспечивает получение проектного профиля горизонтального ствола в продуктивном горизонте и связанные с ним потенциальные возможности добывающей скважины. Одновременно, наличие оперативной информации по формированию ствола повышает эффективность операций по своевременной корректировке его пространственных показателей.

2. Вскрьггие продуктивного горизонта и формирование конструкции забоя открытого типа производится за одно долбление с компоновкой низа инструмента, позволяющей получать длину горизонтального участка ствола от 80-90м и более, т.е. адекватную вертикальной толщине нефтенасыщенных коллекторов. Это требование вытекает из известного теоретического положения о том, что удельная продуктивность горизонтального ствола в среднем в 10 раз ниже таковой в вертикальной скважине, при прочих равных условиях. Выполнением условия однооперационного первичного вскрытия продуктивного горизонта достигается эффективное сохранение природных коллекгорских свойств нефтенасыщенных пород и потенциальной продуктивности скважин за счет резкого сокращения времени гидродинамического и физико-химического взаимодействия призабойной и удаленной зоны пласта с промывочными жидкостями, тампонажными и технологическими растворами.

3. Первичное вскрытие продуктивного горизонта производится при забойных дифференциальных давлениях, близких к пластовому. При этом создаются наиболее благоприятные гидродинамические условия для разрушения горных пород, предупреждения возможных осложнений и снижения интенсивности гидромеханических и физико-химических процессов взаимодействия проницаемых сред и технологических жидкостей на границе раздела фаз. Последующие результаты промышленных испытаний усовершенствованной на основе установленных методических принципов технологии бурения БГС подтвердили перспективность ее применения.

В процессе бурения скважин последовательно сверху вниз выделяются несколько прогнозируемых зон осложнений, которые условно можно разделить на три группы:

1) высокопроницаемые, поглощающие пласты верхней части разреза (пермские отложения), составляющие бассейн пресных и минерализованных вод;

2) средняя часть разреза (до горизонта Д,), характеризующаяся поглощениями высокой интенсивности (до катастрофических). Основными поглощающими горизонтами являются серпухово-окский надгоризонт (каменноугольная система), и нижнефаменский и верхнефранский нодъярус (верхнедевонская система);

3) основной продуктивный горизонт Д, - терригенные отложения среднего и верхнего девона, составляющий единую гидродинамическую систему с нижележащими водонасыщенными пластами вследствие невыдержанности глинистых пропластков.

При бурении под направление и кондуктор вскрывается зона активного водообмена, с которой связан бассейн пресных подземных вод, приуроченный к пермской, неогенной и четвертичным системам. Для обеспечения охраны бассейна пресных вод при строительстве нефтяных скважин предлагается перекрытие пластов, содержащих питьевые воды, осуществлять направлением или направлением и промежуточным кондуктором, а перекрытие пластов с развитым карстом в нижнепермских отложениях - промежуточным или промежуточным и основным кондуктором. В этих условиях не достигается качественное разобщение горизонтов, насыщенных пресными и минерализованными водами и создаются предпосылки для заколонных перетоков: на междуречьях (водоразделах) с высокими отметками рельефа местности возникают нисходящие перетоки сверху вниз, которые приводят к потерям пресных вод и истощению их запасов; в долинах рек с низкими отметками возникают перетоки минерализованных вод снизу-вверх, которые осолоняют пресные поверхностные (родники, колодцы и т.д.) и подземные воды. Зоны поглощения приурочены к карбонатным отложениям, представленные пористо-кавернозными и трещиноватыми доломитами, известняками - мелкокавернозными, трещиноватыми, доломитизированными, с включениями ангидрита и гипса, образованными за счет выщелачивания гипсов.

При вскрытии продуктивных отложений терригенного девона основная сложность строительства скважины связана с водоносными горизонтами, разделенными не выдержанными по площади глинистыми пропластками. Поэтому вся терригенная часть горизонта Д, на большинстве площадей Ромашкинского месторождения характеризуется наличием обширных водонефтяных зон (ВИЗ), включающих в себя как естественные зоны распространения пластов с подошвенной водой, так и искусственно созданные зоны, сформировавшиеся за счет многолетней эксплуатации месторождения различными системами заводнения.

Для успешного решения промысловых задач по изоляции всего комп-

лекса вскрываемых бурением проницаемых пород усовершенствованы и внедрены методы борьбы с поглощениями и водопроявлениями нагнетанием тампонажных смесей малыми порциями, затворением сухих смесей в интервале изоляции, гидромониторной обработкой. Разработаны рецептуры тампонажных растворов с повышенными изолирующими свойствами с использованием гидрофобных добавок.

На основе теории физической адсорбции и результатов лабораторных исследований рассмотрен механизм изменения фазовых проницаемостей пористой среды по воде и нефти при добавлении в промывочные и тампонажные растворы гидрофобизующей добавки. Разработаны рецептуры промывочных и тампонажных растворов с добавками «Полисила», оказывающие блокирующее действие на водонасыщенные пласты в процессе первичного вскрытия продуктивных отложений.

Важное место в комплексе работ по извлечению остаточных запасов нефти занимают методы обработки призабойных зон (ОПЗ) продуктивных горизонтов. В работе, по промысловым данным проведена систематизация веществ, загрязняющих ПЗП, рассмотрены физико-химические процессы снижения проницаемости нефтенасыщенных коллекторов и связанные с ними основные факторы. Это позволило, с учетом элементов системного подхода, обосновать целесообразность комплексного воздействия (физико-химического, акустического, имплозионного) на ПЗП при производстве стимулирующих обработок.

Третий раздел посвящен анализу и разработкам новых способов вторичного вскрытия и разобщения продуктивных пластов при интенсификации притока в действующем фонде скважин. Рассмотрены как новые технологии и способы вторичного вскрытия и разобщения пластов, так и перфорационные среды, устройства, принцип их действия и области эффективного применения.

Вторичное вскрьггие пласта - перфорация - важнейший этап работ при строительстве и капитальном ремонте скважин, от которого во многом зависит получение притока безводной нефти. Применяемые способы вторичного вскрытия с помощью кумулятивных перфораторов не обеспечивают совершенной гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной. Размеры создаваемых отверстий в эксплуатационной колонне не превышают в среднем 4-5 мм, причем около 20-25% количества зарядов срабатывают неэффективно, т.е. не создают каналы даже в эксплуатационной колонне. Кроме того, возникающее при перфорации избыточное давление (до 280,0 МПа) приводит к нарушению целостности крепи скважины, что способствует преждевременному обводнению скважины. Все способы перфорации с применением кабельной технологии исключают вторичное вскрытие в кислотной среде для восстановления коллекторских свойств пласта.

Разработаны конструкции гидромеханических перфораторов для кон-

дукторов, 146 и 168-мм обсадных эксплуатационных колонн, 102 и 114мм эксплуатационных колонн - хвостовиков и для вскрытия продуктивных пластов в режиме депрессий. Предлагаемые конструкции гидромеханических перфораторов для всех типоразмеров обсадных колонн и колонн-хвостовиков имеют следующие преимущества перед применяемыми в производстве.

1. Все конструкции гидромеханических перфораторов обеспечивают щадящий режим вскрытия с сохранением достигнутого качества разобщения пластов, что является основным фактором увеличения безводного периода эксплуатации скважин.

2. Перфораторы имеют систему клапанов, которые позволяют свободное заполнение НКТ скважинной жидкостью и ее слив при подъеме. Это обеспечивает свободную подачу на забой перфорационной среды (кислота, ГЭР и др.) для ОПЗ за один спуск колонны НКТ, что повышает эффективность использования гидромеханических перфораторов.

3. Перфорация осуществляется при низких давлениях (в основном 9,010,0 МПа), что обеспечивает безопасность в работе.

4. После вылета резцов на заданную величину, конструкции перфораторов обеспечивают автоматический сброс давления, что фиксируется манометром на насосном агрегате. Это позволяет избежать аварийных ситуаций из-за возможного создания излишних нагрузок на перфораторы и НКТ при непредвиденном повышении давления насосным агрегатом.

5. Конструкции гидромеханических перфораторов обеспечивают строго горизонтальное перемещение резцов, что исключает осевые нагрузки на перфораторы и НКТ, гарантирует надежность освобождения резцов при нагрузках не более 0,3 кН.

6. Низкий вес и малая длина перфораторов создают удобства в обращении и возможность перевозки практически любым видом транспорта.

7. Перфораторы имеют простую конструкцию, перфорация успешно может быть выполнена силами буровых бригад и бригад капитального ремонта скважин с использованием насосного агрегата, развивающего давление до 15,0 МПа.

Разработаны способы бесперфораторного вскрытия продуктивных пластов, суть которых в следующем. В условиях механических мастерских из обсадных труб изготавливаются фильтры длиной, соответствующей толщине продуктивного пласта. Отверстия фильтра блокируются разрушаемыми, в последующем, пробками. После цементирования скважины обычным способом и ОЗЦ пробки разрушаются. При этом создается канал гидродинамической связи скважины с пластом, а при продавливании перфорационной жидкости одновременно проводится обработка ПЗП для очистки ее от загрязняющих веществ.

В настоящее время на основе бесперфораторных способов вскрытия продуктивного пласта выполнены работы по созданию новых конструкций за-

боев. Беспефораторные способы вскрытия с одновременной стимулирующей обработкой продуктивных пластов обеспечивают вторичное вскрытие в щадящем режиме, сохраняя достигнутое качество разобщения пластов, однако в процессах эксплуатации и ремонтных работ создаваемые давления в скважине могут привести к преждевременному обводнению продукции. Во избежание этого, разработана "Комплексная технология разобщения и вскрытия пластов без перфораторов", которая, используя в комплексе вышеописанные технические средства - фильтры (химический и механический способы перфорации) и разобщитель пластов, обеспечивает достижение продолжительного эффекта от их применения. В диссертации подробно рассмотрены технические данные и основные параметры специального оборудования для разобщения и вскрытая пластов (ОРВ). Анализ результатов испытаний комплексной технологии разобщения и вскрытия пластов без перфораторов показал:

1. Комплексная технология разобщения и вскрытия пластов без перфораторов позволяет увеличить безводный период эксплуатации скважин и сократить сроки их строительства путем повышения надежности разобщения пластов за счет сохранения целостности и герметичности цементного кольца в заколонном пространстве.

2. В песчаных коллекторах с разобщающим глинистым прослоем толщиной 0,8-4 м число обводняющихся скважин в первый год эксплуатации снижено на 36%.

3. В водонефтяных пластах, сложенных карбонатными коллекторами, среднесуточный дебит при вводе скважин в эксплуатацию увеличивается в 3 раза, причем скважины эксплуатируются с продолжительным безводным периодом. Кроме того, добыча нефти из них увеличивается в 3 раза при одновременном снижении добычи воды в 3 раза.

Большинство используемых в промысловой практике перфораторов отличает один общий недостаток - ограниченная протяженность формируемых в стенках скважины фильтрационных каналов. По существу, широко применяемая при вторичном вскрытии нефтегазонасьпценных пластов перфорационная техника предназначена для восстановления нарушенной при заканчивании скважин гидравлической связи нефтегазонасьпценных пластов со стволом скважины. По нашему мнению, более перспективно создание перфорационной техники и технологии, позволяющей формировать конструкцию фильтра с каналами, протяженность которых достаточна для более полного охвата ПЗП и существенной интенсификации притока нефти и газа к забою скважины. На рисунке 3 приведена расчетная схема притока жидкости к забою скважины (фильтру), имеющему горизонтальные каналы крестообразной формы протяженностью до 3,0м.

Рис. 3. Возможная конфигурация 8 крестообразно пробуренных каналов фильтрации и их основные геометрические размеры:

I - длина канала, (I - его поперечный размер, а - характеристика звездообразной конфигурации каналов.

Решена стационарная задача о притоке несжимаемой жидкости в скважину через фильтр сложной геометрии в двух приближениях: бесконечной вертикальной проницаемости пластов (оценка сверху) и нулевой вертикальной проницаемости (оценка снизу). Фильтрационные каналы вследствие относительно небольшой глубины считаются бесконечнопроводящими, а давление в них одинаковое и совпадает с забойным.

При оценке сверху (бесконечная вертикальная проводимость) изменение притока жидкости определяется формулой

К

т

0_ <2

1п

1п

I

(1-)

• длина канала;

где 0*- приток жидкости при наличии системы каналов; Q - приток жидкости к скважине без каналов; Я - радиус контура питания; г. - радиус скважины; I т - количество ответвленных каналов. При оценке снизу (нулевая вертикальная проводимость) решение определяется суперпозицией решений (2.) и (3.):

Л

/л

0__1г-2с1 й

Л 2лМ ,

-^(Ро-Рс) (2.);

1п

2й Г

(л1п

/1

I

(3.)

где А -проницаемость пласта; /»- мощность пласта; (I -диаметр канала; Р0 - давление на контуре питания; Р - давление в скважине.

Результаты расчетов на графике (рис.4.) показывают, что существенный прирост дебита при увеличении крестообразных каналов достигается лишь при наличии сдвига этих систем друг относительно друга.

Q*/Q

2,5

1.5

у

/

—41

12 3 4 5 ЧИСЛО КРЕСТООБРАЗНЫХ КАНАЛОВ

Рис. 4. Влияние числа систем крестообразных каналов на прирост дебита скважин при постоянной длине (]=3м) и ширине (с!=0,03м) каналов при конечном сдвиге систем крестообразных каналов а =0-35°.

3.5

В этом случае достигается 3,5 кратное увеличение притока, что сопоставимо с результатом применения для интенсификации притока гидроразрыва пласта. В диссертационной работе приведена схема конструкции сверлящего скважинного перфоратора и основные технические характеристики. Устройство прошло стендовые и промысловые испытания.

Четвертый раздел диссертационной работы содержит теоретические аспекты практического применения виброволновых эффектов при извлечении остаточных запасов нефти на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

Основная идея волновых технологий заключается в преобразовании вибрационного поля (хаотического и неупорядоченного) в организованное и упорядоченное воздействие, обеспечивающее эффективную реализацию механизмов в технологических процессах для достижения высоких качественных показателей проводимых работ. Во многих процессах извлечения остаточных запасов нефти могут быть эффективно использованы как механизмы вибрационной устойчивости (локализация частиц в жидкости), так и вибрационного движения (направленное перемещение частиц). Реализация этих механизмов на практике открывает новые перспективы по эффективному извлечению остаточных запасов нефти.

Другим важным аспектом, определяющим практическое значение виброволн в процессах извлечения нефти, является вопрос об их распространении в насыщенных жидкостью проницаемых средах. Известно, что волна может

возбудить описанные выше эффекты только в тех участках пластов, где ее амплитуда достаточно велика. Задачи о накачке волновой энергии в пласты решаются современной теорией нелинейных колебаний многофазных систем путем использования резонансных свойств призабойных зон скважины и залежей в целом.

В диссертации на качественном уровне описаны эффекты односторонне направленных движений частиц в одномерной стоячей волне, ускорения течения жидкости в капиллярах и пористых средах, нелинейного взаимодействия волн. На рис.5, схематично представлен процесс деформирования поля скоростей, при котором волны незначительной амплитуды существенно деформируют профиль течения. В таблице 2 приведены результаты численных расчетов.

"Ко

^^ Уо

дополнительного течения

Рис. 5. Профили исходного невозмущеиного и возмущенного течений, обусловленного волной

Таблица 2

Вид капилляра К0'М V,,, м/мин V , м/мнн доп7 V /V. доп 0

Канал ю-2 25 ю-3 0,39 1,5 %

Трещина ю-3 0,25 ю-3 0,344 137,6 %

Пора Ю-5 2,5-10"5 ю-3 0,045 1,8-105%

Здесь Я0 - невозмущенный радиус поперечного сечения капилляра, У0 - средняя по сечению скорость невозмущенного движения, е - амплитуда перемещения стенки капилляра, дополнительная средняя по сечению капилляра скорость.

Как видим, для узких пор ускорение течения жидкости в поре составляет более 1000 раз. При этом амплитуда волны изгиба на поверхности поры может быть весьма малой (s/R0 = 10"3). Чтобы достичь аналогичного эффекта путем повышения статического градиента давления вдоль поры, потребовалось бы его увеличение также более чем в 1000 раз, что практически неосуществимо. Этот факт позволяет рассматривать волны как один из наиболее эффективных механизмов ускорения течений в капиллярах и пористых средах и использовать их для ускорения течения жидкости в призабойных зонах нагнетательных и добывающих скважин, чтобы интенсифицировать приток или нагнетание. Этот, открытый теоретически, эффект является одним из научных принципов, на котором базируется идея использования волн в нефтяной промышленности. Эксперименты подтверждают, что волны и вибрация являются весьма эффективным инструментом воздействия на твердые частицы и капли, взвешенные в жидкости, а также на жидкости, заключенные в порах.

Заключая раздел, можно резюмировать, что для того, чтобы в приза-бойной зоне скважины наиболее оптимальным образом начали проявляться эффекты односторонне направленного перемещения твердых частиц и ускорения течения жидкости в порах пористых сред, следует возбудить в прилежащей к скважине зоне нефтенасьпценного пласта волны с частотами, близкими к частотам, резонансным для данной призабойной зоны. Причем, в ряде случаев для возбуждения волн в определенных областях, отстоящих от скважины на конечное расстояние, можно использовать полигармонический нелинейно взаимодействующий между собой волновой набор.

Пятый раздел посвящен технологиям, предназначенным для эффективного извлечения остаточных запасов нефти при существенном улучшении экологической обстановки в регионе и решении проблемы охраны недр.

Отдельно выделены технологии по разработке технико-технологических мероприятий долговременной изоляции непродуктивных проницаемых пород при первичном вскрытии, как для предупреждения загрязнения пресноводных горизонтов, так и для изоляции поглощений высокой интенсивности в высокопроницаемых трещиноватых породах.

Разработана технология обработки высокопроницаемых пресноводных пластов при первичном вскрытии двумя способами: порционной закачкой там-понажного материала в изолируемую зону малыми объемами и методом «сухого» тампонирования, основанного на затворении сухой тампонажной смеси в интервале залегания водонасыщенных и поглощающих пластов.

При порционной закачке (первый способ) тампонажный материал подают в зону поглощения отдельными порциями, разместив его между вязкоупру-гим разделителем (ВУР). Каждую последующую порцию закачивают после определенного времени, равного времени потери подвижности тампонажного раствора и индивидуального для каждой рецептуры. Продавливание осуществ-

ляют с помощью цементировочного агрегата при низких скоростях, в результате чего тамнонажньш материал с вязкоупругим разделителем закупоривает поры и трещины пласта.

Второй способ основан на доставке по бурильным трубам сухой там-понажной смеси в легко разрушаемых контейнерах, сбрасываемых с устья скважины в полость бурильной колонны. Контейнеры доставляют в скважину порционно по 10-15 штук. После доставки каждой порции сухой тампонажной смеси вращением бурильных труб проводят разрушение контейнеров, перемешивание смеси и образование тампонажного раствора, который под действием центробежных сил оттесняется к стенкам скважины и частично заходит в зону поглощения. После этого оставляют скважину в покое на время потери подвижности тампонажного раствора. Выдержав это определенное время, индивидуальное для каждой рецептуры, на забой доставляют новую порцию сухой тампонажной смеси и таким же способом залавливают ее в пласт. Причем перед доставкой каждой последующей порции колонну бурильных труб приподнимают на 1-2м, исключая тем самым возможность их «прихвата». В качестве тампонажной смеси можно использовать любые тампонажные материалы с ускорителями сроков схватывания, например, тампонажный цемент с гипсом, хлористым кальцием и т.д.

Разработаны рецептуры промывочных жидкостей на основе дисперсных систем с использованием гидрофобных добавок и технологии их использования при первичном вскрытии и разобщении продуктивных пластов.

Применяемые на месторождениях Татарстана глинистые растворы не обеспечивают высокого качества вскрытия, что связано с низкими показателями структурно-механических свойств растворов и низкими значениями коэффициента восстановления проницаемости. По результатам ГИС средняя глубина зоны кольматации терригенных коллекторов при вскрытии их на глинистых растворах составила 0,02м, а глубина зоны проникновения фильтрата - 0,3 м, в результате чего в приствольной зоне скважины образуется зона с повышенной водонасыщенностью.

Проведенный анализ показал, что создание буровых растворов, обладающих пониженной величиной водопроницаемости глинистой корки с гидрофобными свойствами, позволяющих эффективно сохранить коллекторские свойства пласта и обеспечить герметизацию заколонного пространства, является актуальной задачей для месторождений Татарстана.

С целью снижения величины сопротивления сдвига адсорбционного водного слоя и придания глинистой фазе гидрофобных свойств было исследовано влияние углеводородного раствора катионоактивнош ПАВ, а также высокодисперсного гидрофобного порошка "Полисил" на структурно-механические свойства раствора и на проницаемость фильтрационной корки по воде. Проведенные исследования позволили выбрать наиболее оптимальные рецептуры для

селективной изоляции водо- и нефтенасыщенных пластов.

С целью повьппения изоляционных характеристик тампонажного раствора и создания водонепроницаемого тампонажного камня, также было исследовано влияние на его свойства гидрофобного реагента «Полисил». Испытания тампонажного цемента марки ПЦТ-Д0-50 с добавкой «Полнсила» показали, что введение в состав цемента этой гидрофобизующей добавки, позволяет повысить седиментационную устойчивость и снизить скорость водоотделе-ния тампонажного раствора, а также водопроницаемость формирующегося из него камня. Рассмотрены несколько вариантов введения тонкодисперсного порошка в состав цемента.

На основании проведенных экспериментов была разработана технология первичного вскрытия продуктивных пластов в водонефтяных зонах с формированием защитного экрана, и их разобщения, сочетающая:

- первичное вскрытие продуктивной толщи на малоглинистом карбонатном буровом растворе с гидрофобной добавкой «Полисил»;

- создании защитного гидрофобизованного экрана путем доуплотнения фильтрационной корки полимермеловым раствором;

- крепление ствола скважины в интервале проницаемых пород гидрофобным тампонажным раствором с добавкой «Полисила», одновременно с созданием противодавления на устье скважины.

Предлагаемый комплекс рецептур для первичного вскрытия, создания защитного экрана и разобщения проницаемых пластов в интервале продуктивных отложений содержит в своем составе единый, объединяющий их элемент -тонкодисперсный гидрофобный реагент «Полисил», применение которого снижает водопроницаемость и повышает герметичность единой взаимосвязанной системы крепи «фильтрационная корка - кольматационный экран - тампонаж-ный камень».

Важным резервом увеличения нефтедобычи является повышение эффективности технологических операций по обработке призабойной зоны (ОПЗ) продуктивного пласта. Как было отмечено выше, от состояния фильтрационных характеристик этой зоны зависит режим эксплуатации и производительность добывающей скважины. В ПЗП создаются наибольшие гидравлические сопротивления и протекают сложные массообменные и поверхностные явления и процессы, снижающие пропускную способность пористой среды для нефти. Снижение фильтрационных свойств ПЗП происходит вследствие внедрения в поровое пространство различных веществ при бурении, цементировании, вскрытии пласта перфорацией, в процессе освоения и эксплуатации скважин и при их ремонте.

Анализ современного состояния работ по заканчиванию и эксплуатации скважин показывает, что исключить полностью загрязнения ПЗП как технологического характера (проникновение фильтратов буровых и промывочных

жидкостей, кольматация глинистыми частицами, инфильтрация жидкостей глушения и т.д.), так и связанных с природными факторами (образование коллои-дизированных пристенно-аномальных слоев, состоящих в основном, из АСПО, естественная гидрофилизация и др.) не всегда возможно.

На основе элементов теории системного подхода, адаптированных к условиям ПЗП скважин, обоснована целесообразность и перспективность разработки комбинаций химического, акустического, гидродинамического и теплового воздействия на ПЗП в едином технологическом процессе. Нами обоснованы методики и приведены результаты экспериментальных исследований изменения ФЕС насыпных пористых образцов при моделировании процессов ОПЗ в ультразвуковом поле в различных химических средах. Описан механизм процесса, который заключается в следующем. Массоперенос в поле упругих колебаний обусловлен возникновением в каждой точке порового пространства среды высоких знакопеременных градиентов давления. Влияние упругого поля на фильтрацию однородной жидкости заключается в увеличении скорости фильтрации из-за разрушения реологической структуры жидкости, в том числе в поверхностных слоях, примыкающих к стенкам поровых каналов. Создание упругих колебаний с амплитудами давлений, превышающими напряжение сдвига, приводит к разрушению вязкого поверхностного слоя и превращению его в подвижную массу. По экспериментальным данным при фильтрации воды и нефти через сцементированные керны песчаника в поле гармонических колебаний с частотой 18-20 кГц и интенсивностью до 1,5-2 кВт/м2 скорость фильтрации увеличивается в 18-20 раз. Получены следующие экспериментальные результаты, послужившие базой для разработки новой технологии ОПЗ.

1. Коэффициент восстановления нефтепроницаемости (моделирование ОПЗ нефтедобывающей скважины) зависит от следующих параметров и режимов воздействия: времени оптимального ультразвукового воздействия (до определенного предела, превышение которого уже не влияет на эффективность очистки); свойств жидкой среды, заполняющей пористый материал (очистка усиливается в присутствии катионактивных ПАВ, растворенных в углеводородных растворителях типа этилбензол, нефрас, дистиллат и др.); режима обработки (обработка загрязненного керна ультразвуком в динамическом режиме в кратное число раз эффективнее).

2. Коэффициент восстановления водопроницаемости (моделирование ОПЗ нагнетательных скважин) зависит от следующих факторов: применение водных специальных составов, таких как водные растворы неонола АФ912 и МЛ-80, интенсифицирующих очистку каналов фильтрации проницаемых сред; оптимального времени акустического воздействия, когда эффект очистки максимален; применение знакопеременного динамического режима очистки, когда ультразвуковое воздействие совмещается с процессом фильтрации обрабатывающего раствора.

На основании результатов экспериментальных работ уточнен и развит

механизм комплексной очнсткн пористой среды при взаимоналожении ультразвуковой обработки с физико-химическим воздействием в динамическом режиме фильтрации обрабатывающего состава. Одновременно на всю загрязненную поверхность фильтрации проницаемой среды воздействуют следующие факторы: знакопеременные градиенты давления, физико-химическая поверхностная и диспергирующая активность раствора ПАВ, тепловой нагрев среды, динамический режим обработки, локальные вихревые акустические течения. Взаимоналожение этих полей приводит к дезинтеграции кольматирующих и закупоривающих материалов, отрыву пленочной воды, растворению и диспергированию парафино-смолистых и асфальтеновых веществ, разрушению аморфных загрязнений и эмульсионных образований. Высокоинтенсивное акустическое поле способствует переводу всех этих жидких, твердых и вязко-пластнч-ных загрязнений во взвешенное состояние, что обуславливает их вынос потоком жидкости из пористой среды. Катионактивные ПАВ гидрофобизуют очищенную поверхность, что способствует повышению нефтепроницаемости.

Обоснована методика подбора скважин и область эффективного применения новой технологии и приведены результаты промышленного внедрения новой технологии комплексной акустико-химической ОПЗ пласта в динамическом режиме. Технология предназначена, в первую очередь, для восстановления старого фонда скважин, т.е. таких скважин, призабойная зона которых практически заблокирована в результате многократных глушений системами на водной основе и длительного отложения асфальтено-смолистых и парафинистых веществ. Поэтому основной объект воздействия - малодебитньш фонд скважин с резко сниженными фильтрационно-емкостными свойствами ПЗП. Следующими объектами являются скважины, в которых вскрыты два или более пласта (пропластка) с различной проницаемостью или один пласт с ярко выраженной неоднородностью по проницаемости. Третьим объектом являются слабопроницаемые продуктивные пласты, призабойная зона которых закольмати-рована глинистыми частицами и фильтратами буровых растворов. Выполнение технологии рекомендуется осуществлять на указанных объектах при вторичном вскрытии пластов.

Сущность технологии ОПЗ в добывающих скважинах заключается в следующем: в зону продуктивного пласта закачивается углеводородный раствор КПАВ и частично залавливается в пласт, затем производится повторное вскрытие пласта в нефтенасьнценной низкопроницаемой зоне (для обеспечения гарантированной гидродинамической связи скважины с пластом). Повторное вскрытие пласта производится в скважинах со сроком эксплуатации 10 и более лет, сечение перфорационных каналов в которых уменьшилось за счет отложения и уплотнения асфальто-смолистых веществ. В скважинах со сроком эксплуатации от 5 до 10 лет перфорированную зону пласта предлагается подвергать имплозионному воздействию. Под воздействием гидроударной волны,

возникающей при открытии нижнего клапана имплозионной камеры, происходит разрушение и очистка перфорационных каналов от рыхлых асфальто-смо-листых отложений (рис.6.). После этого вся перфорированная толщина пласта подвергается обработке ультразвуком в среде углеводородного раствора ПАВ, одновременно рекомендуется применение динамического режима путем создания давления (продавливания раствора ПАВ в пласт) с последующим резким его снижением (обратного движения раствора ПАВ из пласта в ствол скважины). Разработанную технологию можно классифицировать как принципиально новый вид ОПЗ пласта - термоакустико-химическая очистка ПЗП в знакопеременном динамическом режиме.

Выполнение ОПЗ скважин на стадии вторичного вскрытия пластов с целью очистки ПЗП от глинистых кольматантов и водных фильтратов буровых растворов, проникших в период первичного вскрытия пластов бурением, производят по следующей технологии. Буровой раствор в скважине заменяют на воду (пресная, сточная или высокоминерализованная) или нефть (в зависимости от пластового давления). Затем по НКТ на забой доставляют 3-6 м3 водного раствора ПАВ определенной плотности (от 1 ООО до 1180 кг/м3) или полиглицеринового состава (плотность 1200-1260 кг/м3), или углеводородный раствор КПАВ (при относительно малых величинах пластового давления). В этой среде специальных перфорационных составов производят перфорационные работы по обычной технологии. Затем на электрокабеле спускают ультразвуковой излучатель, устанавливаемый в интервале перфорации. Производят акустическую обработку ПЗП в химически активной среде при создании динамического режима фильтрации обрабатывающего состава из скважины в пласт и обратно. Таким образом достигается качественное вскрытие нефтяного пласта с одновременной очисткой призабойной зоны от глинистых и водных загрязнений. Вторичное вскрытие с одновременной ОПЗ пластов позволяет вводить скважины в эксплуатацию практически без специальных трудоемких работ по освоению.

Заключение

В результате научного обобщения, проведения аналитических, экспериментальных и промысловых исследований, разработки и внедрения новых методических (системный подход к проблемам заканчивания скважин, концепция формирования конструкций фильтра и забоя эксплуатационной скважины, бурение боковых горизонтальных стволов, виброволновой обработки застойных зон), технологических решений (селективная изоляция пластов продуктивной толщи, бурение горизонтальных стволов, гидрофобизация промывочных и тампонажных растворов, способы вторичного вскрытия, комбинированная ОПЗ продуктивных пластов акустико-химическим и имплозионным воздействием в динамическом режиме) и технических средств (бесперфораторные

Рис. 6. Диаграмма изменения давления в имплозноиной камере во время обработки скважины №13078 (а - первая обработка; б - вторая обработка)

и разобщающие устройства, гидромеханические и сверлящие перфораторы) при заканчиваиии и эксплуатации скважин, решена важная народнохозяйственная проблема эффективного извлечения остаточных запасов нефти на поздней стадии разработки месторождений.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе анализа геологического строения и гидродинамического состояния основного продуктивного объекта (горизонт Д1) Ромашкинского месторождения установлены следующие основные факторы, существенно влияющие на извлечение остаточных запасов: низкое качество первичного вскрытия продуктивных отложений; разобщения продуктивных пластов от водона-сьпценных; дифференциация пластовых давлений по разрезу и площади; ухудшение технического состояния фильтра скважин; высокие гидромеханические нагрузки на призабойную зону в процессе эксплуатации; недостаточная эффективность стимулирующих обработок и ремонтно-изоляционных работ, а также возможные необратимые пластические деформации горных пород продуктивных отложений.

2. Предложена схема разукрупнения продуктивного объекта в зависимости от типа коллекторов, их неоднородности и степени выработанное™ запасов нефти. Разработаны геологические и гидродинамические критерии организации системы заводнения высоко- и низкопродуктивных объектов, для увеличения степени охвата воздействием различных типов остаточных запасов, сокращения и прекращения закачки пресной воды, межскважинной перекачки воды и снижения отбора попутной и закачки сточной воды. Разработаны и внедрены способы разработки многопластовой неоднородной нефтяной залежи (Патенты РФ №№ 2061177,2105142, 2125649).

3. Рассмотрена иерархическая схема геолого-технической системы «скважина п пластои» и внутренние связи (прямые и обратные) ее частей, позволившая широко использовать принципы системного подхода к решению проблем заканчивая ия и эксплуатации скважин с реализацией нелинейных технологических эффектов при извлечении остаточных запасов нефти на поздней стадии разработки месторождений.

4. По результатам анализа конструкции забоя скважин Ромашкинского месторождения разработана теоретически обоснованная концепция совершенствования конструкций забоя и фильтра скважины при первичном вскрытии продуктивных отложений, применением гидромеханических перфораторов, бесперфораторных технологий, формированием боковых фильтрационных каналов, бурением горизонтальных (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС), кратно повышающих эффективность извлечения остаточных запасов нефти на поздней стадии разработки месторождений (Патенты РФ № 2317913, 2136840).

5. На основе теории физической адсорбции, связанной с механизмом формирования и фиксации гидрофобной пленки на поверхностях проницаемых сред, и результатов экспериментальных исследований предложена рабочая гипотеза по использованию кремнийорганического соединения «Полисил» и полимеров «Celpol» и «Габройл HV» в промывочных жидкостях и тампонаж-ных растворах для гидрофобизации внутрипоровой поверхности водонасьпцен-ных пластов и их гидроизоляции в процессе первичного вскрытия. Разработаны рецептуры, технология их приготовления и применения при заканчивании скважин.

6. Разработаны и внедрены в производство ресурсосберегающие, экологически безопасные технологии, охватывающие весь комплекс работ при заканчивании и эксплуатации скважин, повышающие эффективность извлечения остаточных запасов нефти, включающие:

1) методы изоляции пресноводных горизонтов, водопроявляющих и поглощающих пластов продуктивной толщи (A.c. № 0147585);

2) технологию и технику формирования гидродинамически совершенных конструкций фильтра многопластовых залежей нефти;

3) технологию и технику консервации продуктивных горизонтов многопластовых залежей и селективной изоляции водонасьпценных пластов с установкой МОП;

4) технологию первичного вскрытия продуктивной толщи и цементирования эксплуатационных колонн применением гидрофобных промывочных и тампонажных растворов на основе материала «Полисил»;

5) технологию и технику бурения боковых горизонтальных стволов (БГС) и горизонтальных скважин (ГС);

6) технологию стимулирующей обработки ПЗП комплексным воздействием ультразвукового и гидродинамического волновых полей на процессы физико-химического взаимодействия обрабатывающей жидкости с проницаемой средой в динамическом режиме.

7. На основе волновой теории движения многофазных систем оценена возможность эффективного использования механизмов вибрационной устойчивости и вибрационного движения в технологических процессах извлечения остаточных запасов нефти, возбуждением волн с частотами, близкими к частотам, резонансным для обрабатываемой зоны.

8. В результате внедрения системных разработок на месторождениях Ш ДУ «Азиакаевскнефть» дополнительная добыча нефти за период 1997-99гг. составила 341 тыс. тонн.

Основные положения диссерт ации опубликованы в следующих печатных работах:

1. Ишкаев Р.К., Габдуллин Р.Г. Новые способы вторичного вскрытия пластов и конструкций забоев скважин. Тюмень. Изд-во «ВЕКТОР-БУК» 1998г. -212 с.

2. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений / Ишкаев Р.К., Хисамов P.C., Сулейманов Э.И. Фархуллин Р.Г. и др. М.: НЕДРА, 1999.- 260 с.

3. Орлов Г.А., Грубов А.И., Ишкаев Р.К., Мусабиров М.Х., Чепик С.К. Комплексные физико-химические технологии обработки призабойной зоны нефтяных пластов. Изд-во НПО ООО «ТЕПО» Татарстан, 1999.-236 с.

4. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов P.P. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин, г. Уфа: Изд-во: «КИТАП», 1998.-290 с.

5. Ишкаев Р.К. Комплекс технологий по выработке остаточных запасов нефти. г.Уфа: Изд-во «КИТАП», 1999.-265с.

6. Регулирование процесса нефтеизвлечения многопластовых неоднородных объектов на поздней стадии разработки: Учебное пособие / Хусаинов В.М., Гумаров Н.Ф., Хаминов Н.И., Ишкаев Р.К. и др.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999.-125с.

7. Ишкаев Р.К. О результатах испытаний «техники и технологии бесперфораторного вскрытия пластов в режиме депрессии» // НТЖ. «Известия ВУЗов. Нефть и газ», г. Тюмень: ТюмГНГУ, 1997.- № 5.- 2 с.

8. Хусаинов В.М., Ишкаев Р.К. Пути достижения стабилизации добычи нефти на поздней стадии выработки запасов из многопластовых неоднородных коллекторов // Сб. трудов науч.-практ. конф. Опыт разведки и разработки Ромашкинского и других крупных нефтяных месторождений Волго-Камского региона (г. Лениногорск) - г. Казань: Изд-во Новое знание, 1998.- 6 с.

9. Смирнов A.B., Ишкаев Р.К., Хусаинов В.М., Гумаров Н.Ф., Хаминов Н.И. Интенсификация добычи нефти с помощью материала «Полисил» // То же. - 4 с.

10. Ишкаев Р.К., Хаминов Н.И., Хусаинов В.М., Гумаров Н.Ф. Меж-скважинная перекачка пластовой воды (опыт применения метода на объектах НГДУ «Азнакаевскнефть») //То же. - 6 с.

11. Ишкаев Р.К. Влияние фильтрата буровых растворов и ремонтно-техноло-гических жидкостей на нефтепроницаемость терригенных пород-коллекторов //Го же. - 7 с.

12. Ишкаев Р.К. Реконструкция и совершенствование системы ППД -основа стабилизации добычи нефти на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения (на примере площадей НГДУ «Азнакаевскнефть») // То же. - 4с.

13. Габдуллин Р.Г., Ишкаев P.K. Бесперфораторные способы вторичного вскрытия пластов важный резерв в повышении нефтеотдачи пластов // То же.-Юс.

14. Ишкаев Р.К., Хусаинов В.М., Гумаров Н.Ф., Хаминов Н.И. Промышленное внедрение сейсмо-акустического воздействия на объектах разработки НГДУ «Азнакаевскнефть» // Сб. трудов науч.-практ.конф. Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий, (г. Бугульма) - г. Казань: Изд-во Новое знание, 1998.- Зс.

15. Ишкаев Р.К., Хусаинов В.М., Гумаров Н.Ф., Хаминов Н.И. Широкомасштабное внедрение физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки горизонта Д1 (на примере второго блока Зеленогорской площади) // То же.

16. Ишкаев P.IC., Старов O.E., Хусаинов В.М. Хаминов Н.И., Бадреев С.Ш. Повышение эффективности выработки запасов бобриковских отложений путем зарезки боковых горизонтальных скважин // Материалы науч.-практ.конф. по горизонтальному бурению, г.Ижевск,1998.

17. Никифоров В.Н., Кочетков JIM., Ишкаев Р.К., Кузнецов Р.Ю. Технологии, направленные на увеличение поверхности фильтрации при подземном ремонте скважин //Сб.тез. науч.-практ. конф. Энергосбережение при освоении и разработке северных месторождений Западно-Сибирского региона. Тюмень. ЗапСибГазпром, 1996

18. Ишкаев Р.К. Совершенствование вскрытия продуктивных горизонтов на поздней стадии разработки месторождения // Материалы Всеросс. науч.-техн. конф. Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти на основе современных технологий. - Тюмень: ТюмГ-НГУ, 1998.

19. Ишкаев Р.К. Основные причины преждевременного обводнения скважин // Сб. тезисов Междунар. науч.-техн. конф. Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России: - Тюмень: Запсибгазпром, 1999.

20. Ишкаев Р.К. Разобщение пластов // То же.

21. Ишкаев Р.К. Технология повышения охвата пласта вскрытием бесперфораторным способом с последующей термокислотной обработкой // То же.

22. Ишкаев Р.К. Технология заканчивания скважин с применением за-колонных противопесочных фильтров // То же.

23. Ишкаев Р.К., Габдуллин Р.Г., Старов O.E. Опыт формирования забоев конструкций горизонтальных скважин в АО «Татнефть» // То же.

24. Ишкаев Р.К., Габдуллин Р.Г., Файзуллин Р.Н. Особенности переходной зоны и ее влияние на разработку водонефтяных зон // То же.

25. Ишкаев Р.К. Повышение выработки остаточных запасов нефти. Гидромеханические перфораторы // То же.

26. Ишкаев P.K. Перфорационные среды для вторичного вскрытия продуктивных нефтяных пластов // То же.

27. Ишкаев Р.К., Габдуллин Р.Г. Расчет нагрузок на разобщитель пластов в процессе эксплуатации скважин // То же.

28. Ишкаев Р.К. Оборудование, предлагаемое для эксплуатации горизонтальных скважин. Гидравлический пакер самоцентрирующийся (ПГЦ) // То же.

29. Ишкаев Р.К. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов на нефтяных месторождениях РТ// Производственный, теоретический, научно-популярный и информационный журнал (ПТНПИЖ) «Нефть Татарстана», 1998.- № 2. -5 с.

30. Ишкаев Р.К., Файзуллин Р.Н., Рылов Н.И. Технология восстановления фильтрационно-емкостных свойств ПЗП при строительстве скважин на нефтяных месторождениях Татарстана // Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России: Тез. докл. Междунар. науч.-техн. конф.- Тюмень: Запсибгазпром, 1999.

31. Ишкаев Р.К., Хусаинов В.М., Горюнов В.А., Хаминов Н.И. Основополагающие направления геолого-технических мероприятий по разработке Ромашкинского месторождения // НТЖ. Нефтяное хозяйство. М.:ВНИИОЭНГ, 1998, № 7.- Зс.

32. Ишкаев Р.К., Хусаинов В.М., Хаминов Н.И., Хангильдин Р.Г. Некоторые аспекты экологической безопасности при добыче нефти на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки //Сб. статей УГНТУ, г. Октябрьский, 1998. 13 с.

33. Ишкаев Р.К., Старов O.E., Файзуллин Р.Н. Гидрофобизация продуктивных пластов во время первичного вскрытия // Сб. трудов УдмуртНИПИ-нефть: - Ижевск: -1999.- Зс.

34. Ишкаев Р.К., Файзуллин Р.К. Опыт применения технологии вскрытия продуктивных пластов ВНЗ на месторождениях НГДУ «Азнакаевскнефть» // ПТНПИЖ. Нефть Татарстана, 1998.-№ 5.-5с.

35. Ишкаев Р.К. Технология вторичного вскрытия продуктивных пластов формированием протяженных фильтрационных каналов // ПТНПИЖ «Нефть Татарстана», г. Казань, 1999.-№ 3.- 4с.

36. Осложнения, связанные с деформацией горных пород / Белонин Н.Д., Славин В.И., Ишкаев Р.К. и др.- ПТНПИЖ «Нефть Татарстана», г. Казань, 1998.- 10с.

37. Ганиев Р.Ф., Ишкаев Р.К. Проблемы передачи энергии колебаний в нефтеносные пласты с целью выработки остаточных запасов // ПТНПИЖ «Нефть Татарстана», г. Казань, 1999,- № 3. - 7с.

38. Способ разработки многопластовой неоднородной залежи // Патент РФ № 2061177. Заявл. 06.09.93. Выдано 27.05.96. /Хусаинов В.М., Ишкаев Р.К., Гумаров Н.Ф., Хангильдин Р.Г. и др.

39. Способ повышения нефтеотдачи пластов // Патент РФ № 2105142. Заявл. 11.10.96. 0публ.20.02.98. Бюл. № 5. (№ 96120597/03 RH; МГПС6 Е21 В 43122) /Смирнов A.B., Грайфер В.И., Ишкаев Р.К., Волков Н.П. и др.

40. Способ интенсификации добычи нефти // Патент РФ № 2125649. Заявка № 98/ 05677/ 03 (006688) с приоритетом от 06.04.98. /Смирнов A.B., Исашулов К.И., Ишкаев Р.К., Хусаинов В.М. и др.

41. Способ изоляции поглощающих пластов методом сухого тампонирования //A.c. № 0147585 Заявка № 98105538 от 17.03.98. / Рылов Н.И., Фай-зуллин Р.Н., Ишкаев Р.К. и др.

42. Опора для длинномерных изделий случайной формы // Патент РФ № 2137008 от 10.09.99. / Жеребцов Е.П., Ишкаев Р.К., Загаров М.М., Калачев И.Ф. и др.

43. Желонка для установки разделительных мостов в скважине //Патент РФ №2137898. от 20.09.99. / Габдуллин Р.Г., Ишкаев Р.К., Страхов Д.В. и Др.

44. Разъединительное устройство // Патент РФ 2136840 от 10.09.99 / Габдуллин Р.Г., Ишкаев Р.К., Страхов Д.В. и др.

45. Устройство для создания перфорационных каналов в обсадной колонне скважины // Патент РФ №2137913 от 20.09.99 / Габдуллин Р.Г., Ишкаев Р.К., Фархугдинов Р.Г. и др.

46. Сверлящий скважинный перфоратор // Патент РФ. Заявка № 99108400 от 28.04.99. / Рылов Н.И., Ишкаев Р.К., Сергиенко М.П. и др.

47. Способ вторичного вскрьггия продуктивного пласта // Патент РФ. Заявка №99108401 от 28.04.99 / Рылов Н.И., Ишкаев Р.К., Сергиенко М.П., Хусаинов В.М. и др.

48. Установка для обезвоживания и обессоливания нефти // A.c. № 1636005 /Адельшин А.Б., Ишкаев Р.К., Мутин Ф.И., Мулюков Р.Г.

49. Устройство для избирательной имплознонной обработки продуктивного пласта//A.c. Заявка №99111210/03 (011866) / Ишкаев Р.К., Маннанов А.Г.

50. Пакер-пробка разбуриваемый // Патент РФ № 2137902 от 20.09.99 / Габдуллин Р.Г., Ишкаев Р.К. и др.

51. Способ гидроизоляции пластов при заканчивашш строительства скважин // Патент РФ. Заявка per. №99121554 от 19.10.99 / Ишкаев Р.К., Хусаинов В.М., Грубов А.И., Колодкин В.А. и др.

52. Термоволновой способ нефтеизвлечения из нефтегазового пласта

// Патент РФ. Заявка per. № 99115426 от 22.07.99. / Максутов P.A., Исан-

гулов К.И., Тахаутдинов Ш.Ф., Муслимов Р.Х. и др.

53. Способ разработки нефтяного месторождения // Патент РФ № 2136868 от 10.09.99 / Ишкаев Р.К., Телин А.Г., Хисамутдинов Н.И., Жеребцов Е.П. и др.

54. Способ обработки скважин // Патент РФ № 2135757 от 27.08.99 / Ишкаев Р.К., Телин А.Г., Хисамутдинов Н.И., Жеребцов Е.П. и др.

Соискатель

Р.К. ИШКАЕВ