RU2347900C1 - Способ вскрытия продуктивных пластов - Google Patents
Способ вскрытия продуктивных пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2347900C1 RU2347900C1 RU2008102808/03A RU2008102808A RU2347900C1 RU 2347900 C1 RU2347900 C1 RU 2347900C1 RU 2008102808/03 A RU2008102808/03 A RU 2008102808/03A RU 2008102808 A RU2008102808 A RU 2008102808A RU 2347900 C1 RU2347900 C1 RU 2347900C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- density
- water
- mud
- marble powder
- Prior art date
Links
Landscapes
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при заканчивании скважин. Технический результат - снижение отрицательного влияния буровых растворов на коллекторы продуктивного пласта при первичном вскрытии, сохранение параметров бурового раствора при прохождении коллекторов различного состава, искусственная кольматация призабойной зоны в продуктивном интервале упрощенным технологическим способом. В способе вскрытия продуктивных пластов, включающем первичное вскрытие скважины на полимерном растворе, создание в призабойной зоне продуктивного пласта - ПЗПП кислоторазрушаемого защитного экрана нагнетанием указанного раствора, спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, перфорацию ПЗПП через обсадную колонну под слоем указанного раствора и разрушение указанного экрана кислотной обработкой, используют при первичном вскрытии для пластов среднего и нижнего карбона полимерный раствор плотностью 1040-1080 кг/м3 состава, мас.%: кальцинированная сода 3-5, карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) 3,5-5, полиакриламид 2-3, мраморная пудра 48-55, вода - остальное, для терригенного пласта девона с повышенной минерализацией пластовой воды - полимерный раствор плотностью 1140-1300 кг/м3 состава, мас.%: кальцинированная сода 3-5, КМЦ 4-5, ксантановая камедь 2-3, мраморная пудра 60-80, вода - остальное, а при создании указанного экрана осуществляют нагнетание указанного раствора в гидроимпульсном режиме с созданием давления, выдержкой под давлением в течение 5-10 мин и сбрасыванием давления в призабойной зоне с повтором 10-15 раз. 4 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при заканчивании скважин.
Известен способ заканчивания строительства скважины, включающий создание в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемого защитного экрана после предварительного образования в нем сети трещин и каналов с помощью перфоратора взрывного действия перед креплением скважины. Нагнетание кислоторазрушаемого раствора ведут давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования. После крепления скважины кислоторазрушаемый защитный экран разрушают. Удаляют его путем кислотной обработки пласта. Кислотную обработку пласта ведут в гидроимпульсном режиме. Темп снижения давления периодически контролируют. Об окончании операции обработки судят по резкому снижению давления (Патент РФ №2225503, опублик. 2004.03.10).
Недостатком способа является повышенный удельный вес раствора, вследствие чего в процессе первичного вскрытия происходит глубокое проникновение в продуктивный пласт бурового фильтрата, содержащего значительный процент глинистой составляющей, вследствие чего последующее удаление кислотной обработкой происходит недостаточно интенсивно.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта, согласно которому проводят первичное вскрытие скважины на полимермеловом растворе, перфорирование призабойной зоны продуктивного пласта под слоем полимермелового раствора, создают в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемый защитный экран нагнетанием полимермелового раствора под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования, спускают обсадную колонну, цементируют затрубное пространство, ведут повторную перфорацию призабойной зоны продуктивного пласта через обсадную колонну и разрушают защитный экран кислотной обработкой. Используют полимермеловые растворы плотностью 1040-1060 кг/м3 следующего состава, мас.%: кальцинированная сода -1-6, карбоксиметилцеллюлоза -1-6, полиакриламид - 2-3, глина - 48-52, мел - 46-50, вода - остальное (Патент РФ №2304698, опублик. 2007.08.20 - прототип).
Недостатком известного способа является то, что в процессе бурения происходит повышенный расход раствора (до 50%) из-за фильтрации на вибросито, кроме этого, после вторичного вскрытия продуктивного пласта кислотную обработку приходится делать длительное время, до 36 часов, что удлиняет время освоения скважины, а при прохождении геологического разреза с продуктивными карбонатными коллекторами верхнего девона и терригенными коллекторами среднего девона происходит осолонение и существенное изменение физико-химических свойств приготовленного раствора.
В изобретении решается задача сведения до минимума отрицательного влияния буровых растворов на коллекторы продуктивного пласта при первичном вскрытии, сохранение заданных параметров бурового раствора при прохождении коллекторов различного состава, применение экономически выгодных компонентов бурового раствора, искусственная кольматация призабойной зоны в продуктивном интервале упрощенным технологическим способом.
Задача решается тем, что в способе вскрытия продуктивных пластов, включающем первичное вскрытие скважины на полимерном растворе, создание в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемого защитного экрана нагнетанием указанного раствора, спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, перфорацию призабойной зоны продуктивного пласта через обсадную колонну под слоем указанного раствора и разрушение указанного экрана кислотной обработкой, согласно изобретению используют при первичном вскрытии для пластов среднего и нижнего карбона полимерный раствор плотностью 1040-1080 кг/м3 состава, мас.%: кальцинированная сода 3-5, карбоксиметилцеллюлоза 3,5-5, полиакриламид 2-3, мраморная пудра 48-55, вода - остальное, для терригенного пласта девона с повышенной минерализацией пластовой воды - полимерный раствор плотностью 1140-1300 кг/м3 состава, мас.%: кальцинированная сода 3-5, карбоксиметилцеллюлоза 4-5, ксантановая камедь 2-3, мраморная пудра 60-80, вода - остальное, а при создании указанного экрана осуществляют нагнетание указанного раствора в гидроимпульсном режиме с созданием давления, выдержкой под давлением в течение 5-10 мин и сбрасыванием давления в призабойной зоне с повтором 10-15 раз.
Сущность изобретения
Несмотря на достаточно высокий уровень современной технологии заканчивания скважин, вопрос исследования причин снижения продуктивности в результате отрицательного воздействия буровых растворов является актуальным.
При бурении скважин широко применяются глинистые растворы, имеющие плотность 1120-1180 кг/м3. Такая плотность зачастую значительно превышает оптимальную, что приводит к необратимому загрязнению коллектора твердой фазой и фильтратом бурового раствора. Буровой раствор, взаимодействуя с тонкодисперсной средой, каковой является продуктивный пласт, в большем или меньшем объеме ухудшает ее фильтрационные свойства. В зависимости от емкостно-фильтрационных свойств пласта, от состава бурового раствора, а также от продолжительности воздействия техногенных флюидов на пласт зона призабойной закупорки бывает различной. Принято считать, что для терригенных коллекторов ближняя зона призабойной закупорки коллектора составляет 5 см, удаленная достигает 70 см. В целом такие же показатели характерны и для карбонатных коллекторов.
Существующие технологии способствуют снижению загрязнения коллектора.
Недостатками известных способов является то, что в процессе бурения происходит повышенный расход раствора из-за фильтрации на вибросито, после вторичного вскрытия продуктивного пласта кислотную обработку приходится делать длительное время, что удлиняет время освоения скважины, а при прохождении геологического разреза с продуктивными карбонатными коллекторами верхнего девона и терригенными коллекторами среднего девона происходит осолонение и существенное изменение физико-химических свойств приготовленного раствора.
В изобретении решается задача сведения до минимума отрицательного влияния буровых растворов на коллекторы продуктивного пласта при первичном вскрытии, сохранение заданных параметров бурового раствора при прохождении коллекторов различного состава, применение экономически выгодных компонентов бурового раствора, искусственная кольматация призабойной зоны в продуктивном интервале упрощенным технологическим способом.
Задача решается следующим образом.
При вскрытии продуктивных пластов ведут первичное вскрытие скважины на полимерном растворе, создание в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемого защитного экрана нагнетанием указанного раствора, спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, перфорацию через обсадную колонну под слоем указанного раствора и разрушение указанного экрана кислотной обработкой. При первичном вскрытии для пластов среднего и нижнего карбона используют полимерный раствор плотностью 1040-1080 кг/м3 состава, мас.%: кальцинированная сода 3-5, карбоксиметилцеллюлоза 3,5-5, полиакриламид 2-3, мраморная пудра 48-55, вода - остальное. Для терригенного пласта девона с повышенной минерализацией пластовой воды используют полимерный раствор плотностью 1140-1300 кг/м3 состава, мас.%: кальцинированная сода 3-5, карбоксиметилцеллюлоза 4-5, ксантановая камедь 2-3, мраморная пудра 60-80, вода - остальное. При создании указанного экрана осуществляют нагнетание указанного раствора в гидроимпульсном режиме с созданием давления, выдержкой под давлением в течение 5-10 мин и сбрасыванием давления в призабойной зоне с повтором 10-15 раз.
Состав облегченного полимермраморного водного раствора составляет, мас.%:
| Кальцинированная сода (Na2CO3) | 3-5 |
| Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) | 3,5-5,0 |
| Полиакриламид | 2-3 |
| Мраморная пудра | 48-55 |
| Вода | остальное |
Раствор готовят в два приема.
Вначале на буровой заготавливают полимерный раствор плотностью 1010-1020 кг/м3. Водные растворы реагентов готовят на пресной технической воде с использованием гидросмесителя и технологической емкости. В технологическую емкость объемом 10 м3, наполненную водой, последовательно вводят Na2СО3, КМЦ и полиакриламид. Циркуляцию осуществляют по схеме: металлическая емкость - гидросмеситель - чанок цементировочного агрегата - насос цементировочного агрегата - металлическая емкость.
После этого на буровой путем добавления мраморной пудры в облегченный полимерный раствор плотностью 1010-1020 кг/м3 с помощью гидросмесителя и бурового насоса приготавливают облегченный полимермраморный раствор необходимой плотности. Мраморная пудра может быть введена в раствор простой засыпкой по желобной системе. Объем мраморной пудры определяют исходя из требуемой плотности. Для нефтяных месторождений нижнего карбона Юго-востока Татарии рекомендуется раствор с плотностью 1040÷1080 кг/м3.
Состав раствора на основе ксантановой камеди и мраморной пудры составляет, мас.%:
| Na2CO3 | 3-5 |
| КМЦ | 4-5 |
| Ксантановая камедь | 2-3 |
| Мраморная пудра | 60-80 |
| Вода | остальное |
Изменение содержания мраморной пудры зависит от заданных параметров плотности раствора.
Характеристики материалов
1. Ксантановая камедь представляет собой: «Ксантановая камедь Фуфенг (FUFENG Xantan Gum) MSDS от 12.01.2004, ТН ВЭД СНГ 1301909000.
Техническая спецификация от 08.08.2006 г.
| Описание продукта | Ксантановая камедь Фуфенг | |
| Наименование показателей | Норма показателя по НД | |
| 1. Внешний вид | Порошок кремово-белого цвета | |
| 2. Потери при сушке, %, не более | 13,0 | |
| 3. Массовая доля золы, %, не более | 13,0 | |
| 4. Вязкость по Брукфильду раствора камеди с массовой долей 1% в водном растворе 1%-ного KCl при 25°С, сП | 1500-1600 | |
| 5. V1/V2 | 1,02-1,45 | |
| 6. рН раствора камеди с массовой долей 1% в водном растворе 1%-ного KCl | 6,0-8,0 | |
2. Мраморная пудра представляет собой: «Мрамор молотый марки URALCARB®5, соответствует ТУ-5716-002-56393945-2005.
Технические характеристики согласно ТУ-5716-002-56393945-2005
| Описание продукта | Мрамор тонкомолотый порошок высокой чистоты | ||
| Технические характеристики по ТУ-5716-002-56393945-2005 | |||
| Наименование показателей | Норма | ||
| Фракционный состав | Средний размен частиц(d 50%), мкм | 5 | |
| Наибольший размер частиц (d 98%), мкм | 20 | ||
| Массовая доля остатка на сетке №0045 | <0,1% | ||
| Распределение частиц по размеру, мас.% | |||
| 0-2,5 мкм | 35-40 | ||
| 0-10 мкм | 70-80 | ||
| 0-20 мкм | >98% | ||
| Удельная поверхность Sv, м2/г | 2,1-2,2 | ||
| Химические свойства | Массовая доля летучих веществ (влажность) | <0,3% | |
| Массовая доля нерастворимых в HCl веществ | <0,4% | ||
| Массовая доля веществ, растворимых в воде | <0,3% | ||
| Массовая доля карбоната кальция (СаСО3) | >97% | ||
| Значение рН | 9-10 | ||
| Влажность, не более % | 0,2 | ||
| Физические свойства | Белизна, усл. ед. | >96% | |
| Маслоемкость, мг/100 г | 19-20 | ||
3. КМЦ представляет собой: «Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), соответствует ТУ-2231 -017-32957739-02.
Технические характеристики карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) согласно ТУ-2231-017-32957739-02.
| № п/п | Наименование показателей | Требования |
| ТУ-2231-017-32957739-02 | ||
| 1 | Внешний вид | Волокнистый или порошкообразный материал от белого до кремового цвета |
| 2 | Массовая доля воды, % | не более 10,0 |
| 3 | Динамическая вязкость водного раствора с массовой долей КМЦ 2% при температуре 25°С, мПа·с в пределах | 40-100 |
| 4 | Степень замещения | 0,8-1,0 |
| 5 | Мас. доля основного вещества в техническом продукте, % | не более 50,0 |
| 6 | Водородный показатель водного раствора с мас. долей КМЦ 1%, ед. рН | 8-12 |
| 7 | Растворимость в воде в пересчете на абсолютно сухой технический продукт, % | не более 98,0 |
| 8 | Степень полимеризации | не менее 500 |
4. Кальцинированная сода представляет собой: «Сода кальцинированная техническая марки «Б» ГОСТ 5100-85».
| Химическая формула | Na2CO3 | ||
| Стандарт качества | ГОСТ 5100-85 | ||
| Внешний вид | Порошок белого цвета. | ||
| Показатели качества | |||
| Наименование показателей | Нормы для сортов | ||
| высший | сорт 1 | ||
| 1 | Массовая доля углекислого натрия (Na2CO3), %, не менее | 99,4 | 99 |
| 2 | Массовая доля углекислого натрия (Na2CO3), в пересчете на непрокаленный продукт, %, не менее | 98,9 | 98,2 |
| 4 | Массовая доля хлоридов в пересчете на NaCl, %, не более | 0,4 | 0,8 |
| 5 | Массовая доля железа в пересчете на Fe2O3, %, не более | 0,003 | 0,008 |
| 6 | Массовая доля потери при прокаливании, %, не более | 0,5 | 0,8 |
| 7 | Массовая доля сульфатов в пересчете на Na2SO4, %, не более | 0,05 | 0,05 |
| 8 | Насыпная плотность, г/см3, не менее | 1,1 | 0,9 |
| 9 | Гранулометрический состав: остаток на сите с сеткой № 2К по ГОСТ 6613-86, %, не более | 5 | 5 |
Технология выполнения вскрытия продуктивных пластов
Способ вскрытия продуктивных пластов включает первичное вскрытие среднего и нижнего карбона скважины с использованием указанного выше состава с плотностью 1040÷1080 кг/м3, первичное вскрытие терригенных коллекторов девона с повышенной минерализацией пластовой воды с использованием в качестве бурового раствора раствора на основе ксантановой камеди и мраморной пудры плотностью 1140-1300 кг/м3, создание в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемого защитного экрана нагнетанием указанного полимерного раствора, способного разрушаться под действием кислоты, нагнетание полимермраморного раствора проводят повышением давления с выдержкой в течение 5-10 мин и сбрасыванием давления в призабойной зоне 10-15 раз, спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, повторную перфорацию призабойной зоны продуктивного пласта через обсадную колонну под слоем полимермраморного раствора указанного выше состава с плотностью 1040-1080 кг/м3 и разрушение защитного экрана кислотной обработкой.
Применение технологии предлагаемого изобретения в отличие от ранее существующих во-первых, позволяет избежать загрязнения продуктивного пласта глинистыми частицами, трудно растворяемыми при кислотной обработке, так как из состава раствора полностью исключена глинистая составляющая, во-вторых, применение мраморной пудры вместо мела позволяет лучше произвести вторичное вскрытие продуктивного пласта, так как мраморная пудра в отличие от мела при задавливании в пласт не уплотняется выше определенного предела и поэтому при кислотной обработке быстрее растворяется, в-третьих, свойство высокодисперсной мраморной пудры не комковаться играет положительную роль при фильтрации на вибросито, раствор на ее основе позволяет добиться высокой очистки, не комкуется и не отсеивается виброситом в системе циркуляции, что уменьшает потери дорогостоящего раствора, в-четвертых, переход на буровой раствор на основе ксантановой камеди и мраморной пудры плотностью 1140÷1300 кг/м3 позволяет избежать осолонения раствора пластовой водой, заданные параметры раствора сохраняются, старение раствора замедляется в 1,6 раза (с 39 суток до 60 суток). Структурно-механические свойства раствора на основе ксантановой камеди и мраморной пудры обладают более технологичными свойствами. Так, например, параметр фильтратоотдачи у раствора на основе ксантановой камеди и мраморной пудры составляет 3-4 см3/30 мин, тогда как у облегченного полимермелового раствора составляет 5-6 см3/30 мин, толщина фильтрационной корки у раствора на основе ксантановой камеди и мраморной пудры составляет 0,4 мм против 0,5 мм у облегченного полимермелового раствора. Снижение плотности раствора при вскрытии залежей нижнекарбоновского возраста, соответственно, уменьшает величину репрессии на продуктивный пласт, что, в свою очередь, позволяет снизить глубину загрязнения призабойной зоны пласта фильтратом.
Применение облегченного полимермраморного раствора приводит к сохранению коллекторских свойств пласта за счет снижения репрессионного давления на пласт. Это позволяет снизить глубину загрязнения призабойной зоны пласта фильтратом. Исключение глинистой составляющей из состава раствора и наличие химически активной твердой фазы (мрамора) с акриловыми полимерами создает искусственный защитный экран, снижая, тем самым, степень отрицательного влияния бурового раствора. Раствор, который все-таки проник в коллектор, полностью уничтожается при кислотной обработке пласта.
При прохождении карбонатных отложений верхнего девона в фаменском горизонте и необходимости установки цементных мостов отрабатывают имеющийся в стволе скважины полимерный раствор, производят изоляционные работы и переходят на полимерный раствор на основе ксантановой камеди и мраморной пудры. При вскрытии терригенных коллекторов девона с повышенной минерализацией пластовой воды во избежание осолонения бурового раствора его состав меняют на буровой раствор, приготовленный на основе ксантановой камеди и мраморной пудры, плотность которого в зависимости от геологических задач может меняться в широком диапазоне от 1140 до 1300 кг/м3. Повышение плотности раствора необходимо для исключения осолонения раствора за счет попадания пластовой воды с высокой минерализацией и изменения заданных параметров раствора.
Для предотвращения загрязнения продуктивного пласта при цементировании колонны проводится искусственная кольматация призабойной зоны путем задавливания облегченного полимермраморного раствора в карбонатный пласт при давлении, превышающем на 1,0-1,5 МПа расчетное давление, возникающее в процессе цементирования эксплуатационной колонны при вскрытии терригенных коллекторов девона перед цементированием эксплуатационной колонны, раствор на основе ксантановой камеди и мраморной пудры задавливается в терригенные коллекторы при давлении, превышающем 1,0-1,5 МПа расчетного давления, возникающего в процессе цементирования эксплуатационной колонны. Нагнетание раствора проводят повышением давления с выдержкой в течение 5-10 мин и сбрасыванием давления в призабойной зоне 10-15 раз. При этом образующийся гидравлический удар играет роль компрессора. В результате каналы и трещины призабойной зоны продуктивного пласта забиваются применяемым при вскрытии раствором и образуется защитный слой, исключающий проникновение цементного раствора в продуктивный пласт при цементаже заколонного пространства.
После спуска обсадной колонны и цементажа заколонного пространства производят вторичное вскрытие продуктивного пласта перфорацией. В пласт закачивают соляную кислоту, которая легко растворяет и уничтожает защитный слой в трещинах и каналах, образованных при искусственной кольматации при первичном вскрытии призабойной зоны. Мраморная пудра легко растворяется соляной кислотой, кислота быстро проникает в самые мелкие поры и трещины, в которые внедрился буровой раствор, так как в отличие от мела мраморная пудра не уплотняется выше определенного предела. Свойство высокодисперсной мраморной пудры не комковаться играет положительную роль и при фильтрации на вибросито, раствор на ее основе позволяет добиться высокой очистки, не комкуется и не отсеивается виброситом в системе циркуляции, что уменьшает потери дорогостоящего раствора,
Пример конкретного выполнения
Предлагаемый способ применен на скважине 6534 Фоминовского участка Алексеевского нефтяного месторождения. По проекту планируется вскрытие продуктивных терригенных пластов бобриковского горизонта, карбонатных коллекторов кизеловского горизонта нижнего карбона, продуктивных коллекторов терригенного девона. В верхнем интервале до кровли тульско-бобриковских отложений нижнего карбона скважину бурили на глинистом и водном растворах, так как из-за отсутствия в разрезе продуктивных отложений не было необходимости сохранять коллекторские свойства пластов. При достижении тульско-бобриковских отложений нижнего карбона бурение перевели на облегченный полимермраморный раствор плотностью 1060 кг/м3.
Состав для приготовления облегченного полимермраморного водного раствора составил, мас.%:
| Na2CO3 | 4 |
| КМЦ | 3,5 |
| Полиакриламид | 2,5 |
| Мраморная пудра | 52 |
| Вода | 38 |
Первичное вскрытие продуктивных горизонтов нижнего карбона состоялось на глубинах 1480-1560 м. Применение полимермраморного раствора и искусственная кольматация проницаемых пор и трещин привели к сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов тульско-бобриковского и кизеловского горизонтов нижнего карбона за счет снижения репрессионного давления на пласт и создания искусственного защитного экрана, снижая, тем самым, степень отрицательного влияния бурового раствора. Определенный на основе гидродинамических исследований скважин (ГИС) коэффициент пористости нефтенасыщенного интервала бобриковского горизонта составляет 20,6%, что является хорошим показателем для этого горизонта на Алексеевской площади. При прохождении карбонатных коллекторов верхнедевонского возраста был отработан имеющийся в стволе скважины облегченный полимермраморный раствор, тем самым были сохранены коллекторские свойства нефтеносных заволжского и данково-лебедянского горизонтов.
Перед вскрытием терригенных отложений среднего девона на глубине 2000 м был произведен переход на полимерный раствор на основе ксантановой камеди и мраморной пудры с параметрами: плотность ρ=1180 кг/м3, условная вязкость Т=35 сек, водоотдача В=4 см3/мин. Повышение плотности раствора до этих значений сделано во избежание осолонения бурового раствора за счет попадания в раствор пластовой воды с высокой минерализацией и изменения заданных параметров раствора.
Состав раствора на основе ксантановой камеди и мраморной пудры, мас.%:
| Na2СО3 | 4,5 |
| КМЦ | 4,5 |
| Ксантановая камедь | 2,5 |
| Мраморная пудра | 64 |
| Вода | 24,5 |
Для предотвращения загрязнения коллекторов продуктивных пластов при цементировании колонны выполнена искусственная кольматация призабойной зоны путем задавливания полимермраморного раствора в коллекторы при давлении, превышающем на 1,5 МПа расчетное давление, возникающее в процессе цементирования эксплуатационной колонны. Задавливание раствора в пласт выполнено в гидроимпульсном режиме: устье скважины герметизировано, с помощью цементировочного агрегата в скважине создается нужное давление, выдерживают это давление в течение 8 минут, затем давление сбрасывают и это повторяют до 12 раз. В результате каналы и трещины призабойной зоны продуктивных пластов забиваются полимермраморным раствором и образуется защитный слой, исключающий проникновение цементного раствора в продуктивный пласт при цементаже заколонного пространства.
После этого проводят спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, перфорацию через обсадную колонну под слоем указанного раствора и разрушение указанного экрана кислотной обработкой.
Вскрытие продуктивных горизонтов терригенного девона на растворе с вышеуказанными параметрами позволило сохранить коллекторские свойства продуктивного пашийского горизонта. Определенный на основе ГИС коэффициент пористости нефтенасыщенного интервала пашийского горизонта составляет 24,0% - наиболее высокий показатель из всех имеющихся на Алексеевской площади девонских скважин. Вторичное вскрытие перфорацией продуктивного пашийского горизонта с последующей кислотной обработкой позволило запустить скважину в эксплуатацию с продуктивностью 3,877 м3/сут. атм, пластовое давление 190,76 атм, при уровне затрубной жидкости 250 м.
Применение технологии предлагаемого изобретения в отличие от ранее существующих, во-первых, позволяет избежать загрязнения продуктивного пласта глинистыми частицами, трудно растворяемыми при кислотной обработке, так как из состава раствора полностью исключена глинистая составляющая, во-вторых, применение мраморной пудры вместо мела позволяет лучше произвести вторичное вскрытие продуктивного пласта, так как мраморная пудра в отличие от мела при задавливании в пласт не уплотняется выше определенного предела и поэтому при кислотной обработке быстрее растворяется, в-третьих, свойство высокодисперсной мраморной пудры не комковаться играет положительную роль при фильтрации на вибросито, раствор на ее основе позволяет добиться высокой очистки, не комкуется и не отсеивается виброситом в системе циркуляции, что уменьшает потери дорогостоящего раствора. В-четвертых, переход на буровой раствор на основе ксантановой камеди и мраморной пудры плотностью 1140-1300 кг/м3 позволяет избежать осолонения раствора пластовой водой, заданные параметры раствора сохраняются, старение раствора замедляется в 1,6 раз (с 39 суток до 60 суток). Структурно-механические свойства раствора на основе ксантановой камеди и мраморной пудры обладают более технологичными свойствами. Так, например, параметр фильтратоотдачи у раствора на основе ксантановой камеди и мраморной пудры составляет 3-4 см3/30 мин, тогда как у облегченного полимермелового раствора составляет 5-6 см3/30 мин, толщина фильтрационной корки у раствора на основе ксантановой камеди и мраморной пудры составляет 0,3 мм против 0,5 мм у облегченного полимермелового раствора. Снижение плотности раствора при вскрытии залежей нижнекарбоновского возраста, соответственно, уменьшает величину репрессии на продуктивный пласт, что, в свою очередь, позволяет снизить глубину загрязнения призабойной зоны пласта фильтратом.
Claims (1)
- Способ вскрытия продуктивных пластов, включающий первичное вскрытие скважины на полимерном растворе, создание в призабойной зоне продуктивного пласта - ПЗПП кислоторазрушаемого защитного экрана нагнетанием указанного раствора, спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, перфорацию ПЗПП через обсадную колонну под слоем указанного раствора и разрушение указанного экрана кислотной обработкой, отличающийся тем, что используют при первичном вскрытии для пластов среднего и нижнего карбона полимерный раствор плотностью 1040-1080 кг/м3 состава, мас.%: кальцинированная сода 3-5, карбоксиметилцеллюлоза - КМЦ 3,5-5, полиакриламид 2-3, мраморная пудра 48-55, вода - остальное, для терригенного пласта девона с повышенной минерализацией пластовой воды - полимерный раствор плотностью 1140-1300 кг/м3 состава, мас.%: кальцинированная сода 3-5, КМЦ 4-5, ксантановая камедь 2-3, мраморная пудра 60-80, вода - остальное, а при создании указанного экрана осуществляют нагнетание указанного раствора в гидроимпульсном режиме с созданием давления, выдержкой под давлением в течение 5-10 мин и сбрасыванием давления в призабойной зоне с повтором 10-15 раз.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008102808/03A RU2347900C1 (ru) | 2008-01-29 | 2008-01-29 | Способ вскрытия продуктивных пластов |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008102808/03A RU2347900C1 (ru) | 2008-01-29 | 2008-01-29 | Способ вскрытия продуктивных пластов |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2347900C1 true RU2347900C1 (ru) | 2009-02-27 |
Family
ID=40529879
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008102808/03A RU2347900C1 (ru) | 2008-01-29 | 2008-01-29 | Способ вскрытия продуктивных пластов |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2347900C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2517250C1 (ru) * | 2013-01-10 | 2014-05-27 | Игорь Михайлович Глазков | Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов газовых скважин |
-
2008
- 2008-01-29 RU RU2008102808/03A patent/RU2347900C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2517250C1 (ru) * | 2013-01-10 | 2014-05-27 | Игорь Михайлович Глазков | Способ вторичного вскрытия продуктивных пластов газовых скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4623021A (en) | Hydraulic fracturing method employing a fines control technique | |
| EP1664481B1 (en) | Drilling method | |
| US11434417B2 (en) | Fluids containing cellulose fibers and cellulose nanoparticles for oilfield applications | |
| CA2750898C (en) | Defluidizing lost circulation pills | |
| WO2016019416A1 (en) | Drilling fluid additive | |
| EA022202B1 (ru) | Способы и скважинные флюиды на водной основе для уменьшения поглощения скважинного флюида и поглощения фильтрата | |
| Van Lingen | Bottom scavenging-A major factor governing penetration rates at depth | |
| RU2338768C1 (ru) | Реагент для изоляции притока пластовых вод | |
| RU2288351C1 (ru) | Способ создания забойного фильтра | |
| RU2347900C1 (ru) | Способ вскрытия продуктивных пластов | |
| US3729052A (en) | Hydrothermal treatment of subsurface earth formations | |
| US11739249B2 (en) | Lost circulation material for reservoir section | |
| RU2526061C1 (ru) | Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины | |
| RU2296217C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2167280C2 (ru) | Способ разработки неоднородной залежи углеводородов | |
| RU2304698C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2249089C1 (ru) | Способ бурения скважины | |
| AU2018381082A1 (en) | Method of restraining migration of formation solids in a wellbore | |
| RU2295626C2 (ru) | Способ разобщения пластов при креплении эксплуатационной колонны | |
| RU2202689C2 (ru) | Способ изоляции вод в трещиноватых пластах | |
| RU2183264C2 (ru) | Способ разрыва пласта | |
| RU2217464C1 (ru) | Способ блокирования продуктивного пласта | |
| Gallus et al. | Use of Chemicals to Maintain Clear Water for Drilling | |
| RU2110668C1 (ru) | Состав для снижения проницаемости высокопроницаемых зон или трещин пласта | |
| CN115038772A (zh) | 高压钻井液添加剂 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100130 |