RU2066745C1 - Способ воздействия на перфорированную зону скважины - Google Patents
Способ воздействия на перфорированную зону скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2066745C1 RU2066745C1 RU93012670A RU93012670A RU2066745C1 RU 2066745 C1 RU2066745 C1 RU 2066745C1 RU 93012670 A RU93012670 A RU 93012670A RU 93012670 A RU93012670 A RU 93012670A RU 2066745 C1 RU2066745 C1 RU 2066745C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- wells
- perforated zone
- average value
- resistivity
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Изобретение на способ воздействия на перфорированную зону скважины относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначен для получения из пласта скважины полезного продукта. Для повышения эффективности воздействия на перфорированную зону скважины за счет удаления из нее кольматирующих образований в процессе бурения по каждой скважине определяют удельное электрическое сопротивление глинистой породы, контактирующей с коллектором, среднее значение удельного электрического сопротивления глинистой породы по скважинам, выделяют группу скважин с низкой степенью разгрузки пласта относительно среднего значения удельного электрического сопротивления с последующим выделением для первоначального воздействия на перфорированную зону скважины из этой группы подгруппы скважин с повышенным значением относительной амплитуды потенциалов самопроизвольной поляризации относительно ее среднего значения. 3 табл.
Description
Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам воздействия на перфорированную зону скважины, вскрывающей продуктивный пласт и предназначенной для получения из этого пласта какого-либо полезного продукта (углеводороды, гидроминеральное сырье, минерализованные растворы и т.п.).
Известен способ воздействия на перфорированную зону скважины, основанный на использовании метода ранговой классификации и учитывающий физико-геологические и технологические факторы [1]
К недостаткам известного способа следует отнести то, что разделение эффективных объектов воздействия от неэффективных возможно лишь после реализации какого-либо способа воздействия в объемах, достаточных для статической обработки результатов воздействия.
К недостаткам известного способа следует отнести то, что разделение эффективных объектов воздействия от неэффективных возможно лишь после реализации какого-либо способа воздействия в объемах, достаточных для статической обработки результатов воздействия.
Наиболее близким по технической сущности можно рассматривать техническое решение, при котором определяют для каждой скважины значения относительной амплитуды потенциалов самопроизвольной поляризации, и средние значения этих показателей с последующим выделением группы скважин по этим признакам, что позволяет сделать вывод об эффективности конкретных методов интенсификации притоков скважин в конкретных геологических условиях [2]
Основным недостатком известного способа, принятого за прототип, является то, что при его реализации затруднительно увеличение успешности воздействия на перфорированную зону скважины. Кроме того, для реализации способа необходима постановка значительных по объему экспериментальных обработок скважин.
Основным недостатком известного способа, принятого за прототип, является то, что при его реализации затруднительно увеличение успешности воздействия на перфорированную зону скважины. Кроме того, для реализации способа необходима постановка значительных по объему экспериментальных обработок скважин.
Целью изобретения является увеличение успешности воздействия на перфорированную зону скважины за счет удаления из нее кольматирующих образований.
Для достижения этой цели в процессе бурения по каждой скважине определяют удельное электрическое сопротивление глинистой породы, контактирующей с коллектором, среднее значение удельного электрического сопротивления глинистой породы по скважинам, выделяют группу скважин с низкой степенью разгрузки пласта относительно среднего значения удельного электрического сопротивления с последующим выделением для первоначального воздействия на перфорированную зону скважины из этой группы подгруппы скважин с повышенным значением относительной амплитуды потенциалов самопроизвольной поляризации относительно ее среднего значения.
Сущность изобретения состоит в следующем. В соответствии с теорией разгрузки пласта (Ю.П.Желтов, С.А.Христианович) уменьшение горного давления вблизи скважины по сравнению с полным горным давлением объясняется наличием под и/или над продуктивным пластом пластичных глин. При бурении скважины глины пластически текут за счет уменьшения противодавления на них. При этом существенно снижаются напряжения в глинистом пласте вблизи скважины, что вызывает уменьшение напряжений в породах коллектора, контактирующих с глинами. При разгрузке продуктивного пласта создаются благоприятные условия для гидравлического разрыва пласта промывочными растворами, что приводит к загрязнению призабойной зоны и существенному снижению проницаемости этой зоны. При этом чем больше степень разгрузки пласта, тем на большую глубину происходит загрязнение прискважинной зоны. Именно поэтому в данном изобретении предлагается для первоначального воздействия выбирать скважины с низкой степенью разгрузки продуктивного пласта. Поскольку эти объекты характеризуются меньшей глубиной загрязнения прискважинной зоны, то успешность воздействия будет выше по сравнению с результатами воздействия на объекты, у которых имеет место высокая степень разгрузки пласта в процессе бурения.
В объектах с высокой степенью разгрузки пласта используют технологии с большей глубиной проникновения рабочих агентов.
Предлагаемый способ осуществляют следующим образом. Составляют выборку скважин, производительность которых не соответствует фильтрационным параметрам пласта. Для каждой скважины выборки определяют удельную производительность, определяют степень разгрузки пласта в процессе бурения по показаниям удельного электрического сопротивления глинистой породы, контактирующей с продуктивным пластом, ρик и относительную амплитуду потенциалов самопроизвольной поляризации αпс продуктивного пласта.
Выделяют группу скважин с показателями ρик более или разным среднему показателю в выборке (ρик≥ ρик.ср). Этой группе скважин соответствует низкая степень разгрузки пласта относительно среднего значения выборки. В выделенной группе скважин выделяют подгруппу скважин с показателем αпс более или равным среднему показателю αпс.ср. Этой подгруппе соответствует наиболее проницаемая матрица породы продуктивного пласта относительно среднего значения в группе.
В выделенной подгруппе производят воздействие на перфорированную зону скважины любым известным способом, позволяющим разрушить и удалить кольматирующие образования.
Пример. На месторождении нефтяная залежь приурочена к породам-коллекторам, среди которых преобладают песчаники.
Для обработки пласта пороховыми генераторами давления намечено 12 скважин, параметры которых приведены в таблице 1. Группа скважин NN 1, 3, 6, 9, 10 соответствует значениям ρик≥ 5,5 Ом•м а с αпс≥ 0,68, определяется как перспективная для первоначального воздействия. Остальные подгруппы распределяются так, как показано в таблице 2.
Обработку перфорированной зоны производим в следующей последовательности. Скважину останавливают, производят ее глушение, извлекают насосное оборудование. Для искусственного забоя спускают колонну насосно-компрессорных труб и промывают скважину водой не менее 2-х объемов ствола скважины. Приготавливают раствор ПАВ (0,8%). Объем раствора приготавливают из условия заполнения обсадной колонны против перфорированной зоны. Башмак колонны насосно-компрессорных труб поднимают на несколько десятков метров выше верхних дыр перфорации. Спускают через колонну насосно-компрессорных труб ниже башмака колонны гирлянду пороховых зарядов. Производят подрыв зарядов.
После извлечения кабеля, скважину промывают путем допуска труб и осваивают при помощи компрессора до появления на поверхности флюида постоянного состава, соответствующего пластовому флюиду. Из скважины извлекают колонну насосно-компрессорных труб, устанавливают насосное оборудование и включают скважину в эксплуатацию.
Результаты обработок представлены в таблице 3. Как видно из представленных данных, наибольшая успешность обработок зафиксирована в подгруппе 1.
Claims (1)
- Способ воздействия на перфорированную зону скважины, включающий определение для каждой скважины значений относительной амплитуды потенциалов самопроизвольной поляризации, удельной производительности и средних значений этих показателей с последующим выделением по этим показателям групп скважин, отличающийся тем, что в процессе бурения по каждой скважине определяют удельное электрическое сопротивление глинистой породы, контактирующей с коллектором, среднее значение удельного электрического сопротивления глинистой породы по скважинам, выделяют группу скважин с низкой степенью разгрузки пласта относительно среднего значения удельного электрического сопротивления с последующим выделением для первоначального воздействия на перфорированную зону скважины из этой группы подгруппы скважин с повышенным значением относительной амплитуды потенциалов самопроизвольной поляризации относительно ее среднего значения.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU93012670A RU2066745C1 (ru) | 1993-03-09 | 1993-03-09 | Способ воздействия на перфорированную зону скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU93012670A RU2066745C1 (ru) | 1993-03-09 | 1993-03-09 | Способ воздействия на перфорированную зону скважины |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU93012670A RU93012670A (ru) | 1995-02-10 |
RU2066745C1 true RU2066745C1 (ru) | 1996-09-20 |
Family
ID=20138345
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU93012670A RU2066745C1 (ru) | 1993-03-09 | 1993-03-09 | Способ воздействия на перфорированную зону скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2066745C1 (ru) |
-
1993
- 1993-03-09 RU RU93012670A patent/RU2066745C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1. Методическое руководство по освоению и повышению производительности скважин в карбонатных коллекторах РД 39-1-442-80. М.: ВНИИ, 1980, с.243. 2. З.Д. Хаминец и М.Т. Стефанюк "Выбор методов интенсификации при освоении скважин." Н.Т.С. Нефтяное хозяйство, 1990, N 11, с.34-42. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5363919A (en) | Simultaneous hydraulic fracturing using fluids with different densities | |
US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
US5273115A (en) | Method for refracturing zones in hydrocarbon-producing wells | |
US4623021A (en) | Hydraulic fracturing method employing a fines control technique | |
US4852650A (en) | Hydraulic fracturing with a refractory proppant combined with salinity control | |
US4889186A (en) | Overlapping horizontal fracture formation and flooding process | |
CA2181208C (en) | Method for vertically extending a well | |
US2756828A (en) | Completing oil wells | |
RU2117764C1 (ru) | Способ дегазации угольных пластов | |
Clementz et al. | Stimulation of water injection wells in the Los Angeles basin by using sodium hypochlorite and mineral acids | |
AU2004203024B2 (en) | Method and apparatus for treating a well | |
US3129761A (en) | Method of establishing communication between wells | |
US5199766A (en) | Cavity induced stimulation of coal degasification wells using solvents | |
RU2732905C1 (ru) | Способ проведения повторного управляемого гидравлического разрыва пласта в горизонтальных скважинах | |
Behrmann et al. | Underbalance or extreme overbalance | |
RU2066745C1 (ru) | Способ воздействия на перфорированную зону скважины | |
CA2517497C (en) | Well product recovery process | |
Rodvelt | Vertical well construction and hydraulic fracturing for CBM completions | |
US3482633A (en) | Method of fracturing formations in a well | |
CA2031105A1 (en) | Method to improve well performance in gravel packed wells | |
Bakker et al. | The New Dynamics of Underbalanced Perforating | |
RU2055172C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
Krueger | Advances in well completion and stimulation during JPT's first quarter century | |
Fan et al. | Lessons learned from stimulation of Dibei tight gas reservoir with strong heterogeneity in Tarim basin | |
RU2733240C1 (ru) | Способ разработки многопластовой слабопроницаемой нефтяной залежи электроразрывом |