Строительство и эксплуатация нефтяных и газовых скважин открытым забоем с использованием волновых технологий (проблемы, теоретические решения, промысловый опыт)

Размещено на http://www.allbest.ru/

УДК 622.24

Специальности:

25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений;

25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

На правах рукописи

Автореферат

диссертации на соискание учёной степени

доктора технических наук

Строительство и эксплуатация нефтяных и газовых скважин открытым забоем с использованием волновых технологий (проблемы, теоретические решения, промысловый опыт)

Кузнецов Роман Юрьевич

Уфа - 2010



Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Тюменский государственный научно-исследовательский и проектный институт природных газов» (ООО «ТюменНИИгипрогаз») и Научном центре нелинейной волновой механики и технологии Российской академии наук (НЦ НВМТ РАН)

Научный консультант академик РАН, доктор технических наук, профессор Ганиев Ривнер Фазылович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Карамышев Виктор Григорьевич

доктор технических наук, профессор Хафизов Айрат Римович

доктор технических наук, профессор Агзамов Фарит Акрамович

Ведущая организация Тюменское отделение СургутНИПИнефть, г. Тюмень

Защита диссертации состоится 2010 года на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук Л.П. Худякова



ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Современный этап становления рыночных отношений предполагает коренную перестройку всего топливно-энергетического комплекса России и перевод его на ресурсосберегающий путь развития при постоянном внимании к экологическим проблемам.

Значительная доля материальных затрат при разработке месторождений углеводородов (УВ) приходится на комплекс работ, связанных со строительством и эксплуатацией добывающих и технологических скважин.

К сожалению, необходимо констатировать, что последние годы характеризуются снижением качественных и технико-экономических показателей работ на фоне закономерно прогрессирующего роста аномальности геолого-технических условий бурения, связанного с увеличением глубин, объёмов наклонно направленного и горизонтального бурения, переходом многих нефтегазовых месторождений на позднюю и завершающую стадии разработки, а также повсеместным применением на практике репрессионного способа бурения.

К существенной осложненности геолого-технических условий бурения приводят и снижение начальных пластовых давлений на разрабатываемых залежах, дифференциация пластовых давлений по разрезу и площади месторождения, высокие градиенты давления между разнонапорными пластами, нестационарность гидродинамического состояния и поведения многопластовой залежи. Действие отмеченных факторов интенсифицирует процессы загрязнения призабойной зоны продуктивной толщи и заколонные межпластовые перетоки при заканчивании и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин. Решающее влияние на техническое состояние ствола и гидродинамическое поведение скважины в этих условиях оказывают нестационарные процессы гидродинамического и физико-химического взаимодействий технологических жидкостей (промывочных и тампонажных растворов) с комплексом вскрытых бурением горных пород, приствольная и призабойная зоны которых характеризуются различными литологическими и физико-химическими параметрами.

Следствием этих взаимодействий становятся большинство встречаемых на практике осложнений (поглощения промывочных жидкостей и тампонажных растворов, нефтегазоводопроявления, межпластовые перетоки, кавернообразования, геомеханические нарушения (обвалы стенок скважины и сужение ствола), мини- и макрогидроразрывы горных пород и необратимые изменения фильтрационных свойств продуктивных пластов). Однако наиболее распространённым осложнением является поглощение буровых и тампонажных растворов, так называемая «естественная фильтрация». Потери, по разным оценкам, на месторождениях Заполярья составляют до тысячи кубических метров на три тысячи метров проходки.

Немаловажная роль в этих негативных процессах принадлежит применяемым конструкциям забоя скважин, технические и эксплуатационные характеристики которых в большинстве случаев не соответствуют возросшим требованиям значительно изменившихся геолого-промысловых условий разработки месторождений на поздней и завершающей стадиях. Формируемая в интервале продуктивных отложений составная крепь (обсадная колонна - цементное кольцо - стенки скважины), как показывает отечественный и зарубежный опыт, не только не обеспечивает герметичность ее элементов (цементного кольца и его контактных зон с обсадными трубами и стенками скважины), но и значительно усложняет в дальнейшем производство ремонтно-изоляционных работ (РИР), обработку призабойной зоны (ОПЗ) и других операций по интенсификации добычи нефти. Результативность РИР в скважинах, несовершенных по характеру и степени вскрытия, составляет в среднем 12…20 % и не превышает 50 %.

Для решения этих проблем необходимо тщательно изучить гидродинамические и геологические условия проводки скважин, знать технологии обеспечения герметичности крепи и, что самое важное, научиться формировать гидродинамически совершенный открытый забой в различных геолого-технических условиях строительства скважин различного назначения. Естественно, очень важным является предупреждение отрицательного воздействия процессов, происходящих в призабойной зоне продуктивных пластов при заканчивании скважин.

Следует отметить, что проблема заканчивания скважин открытым забоем имеет достаточно давнюю историю, всегда привлекала внимание технологов как наиболее перспективная с точки зрения совершенства вскрытия продуктивных горизонтов. Но отсутствие уверенности в долговременной эксплуатации открытого фильтра таких скважин при наличии суффозии, возможных флюидоперетоков между разнонапорными пластами и отсутствии технологии первичного вскрытия на депрессии или равновесии сдерживало развитие и внедрение подобных способов.

Для реализации перспективной технологии формирования открытого забоя многопластовых залежей в различных геолого-технических условиях строительства скважин необходимо:

- сформулировать требования к фильтру скважины в различных геолого-технических условиях;

- выявить причину и основные факторы некачественного первичного вскрытия скважин и разобщения пластов;

- решить проблему обеспечения герметичности заколонного пространства над башмаком эксплуатационной колонны на весь период работы скважины несмотря на сложность борьбы с так называемым «зависанием» цементного раствора за колонной в период превращения его в камень, контракционными, суффозионными и другими процессами, происходящими в период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ);

- разработать комплекс технологий долговременной изоляции разнонапорных пластов, включающий дренирование приствольной зоны с последующей изоляцией ее твердеющими растворами и тампонирование высокопроницаемых водонасыщенных пластов продуктивной толщи;

- предусмотреть технологии восстановления коллекторских характеристик пласта, например, за счет увеличения поверхности фильтрации и формирование такой формы забоя, которая позволяла бы более успешно применять перспективные методы увеличения добывных возможностей скважины передачей волновой энергии в отдаленные от забоя скважины зоны пласта.

Адресная подача волновой энергии группе продуктивных пластов хорошо коррелируется с позицией флюидодинамической модели углеводородного резервуара с учётом блоковой динамики осадочного чехла и фундамента.

На решение указанных проблем, направленных на обеспечение первичного вскрытия продуктивной толщи с максимально возможным сохранением естественных фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных пластов многопластовой залежи, их надёжного разобщения и герметизации заколонного пространства с целью долговременной безводной эксплуатации добывающей скважины, а также обеспечения возможности доставки волновой энергии в удалённые зоны пласта для более полного извлечения углеводородов, и нацелено настоящее диссертационное исследование. углеводородоотдача месторождение скважина волновой

Цель работы повышение углеводородоотдачи пластов при эксплуатации месторождений сложнопостроенных залежей строительством скважин с открытым забоем с использованием в процессах добычи углеводородов волновых эффектов теории нелинейных колебаний.

Основные задачи работы

Анализ проблем повышения текущей и конечной углеводородоотдачи с учетом геодинамических и гидродинамических процессов в системе «скважина пласт месторождение».

Обоснование необходимости обязательных требований и технической возможности заканчивания скважины способом «открытый забой» как одним из главных путей повышения текущей углеводородоотдачи пластов.

Теоретическое обоснование применения волновой технологии в основных процессах строительства и эксплуатации скважин.

Формирование и реализация комплекса технологий по предупреждению осложнений и аварий при бурении скважин и созданию герметичного заколонного пространства (необходимые условия для скважин с открытым забоем).

Изучение механизма экранирования остаточных запасов углеводородов и влияния на эти процессы геодинамических явлений с учетом блокового строения земной коры (теоретические аспекты проблемы).

Разработка и усовершенствование технологий волнового воздействия генераторами III-его поколения на призабойную зоны пласта и на заблокированные зоны.

Разработка технической и проектной документации для промысловой оценки эффективности разработанных технологий.

Научная новизна

На основе современных представлений о блоковой динамике осадочного чехла и фундамента с учетом термодинамики флюидных потоков сделан научно обоснованный вывод об особенностях естественного состояния сред с дискретной структурой, которые в совокупности определяют способность массива горной породы реагировать на дополнительные силовые нагрузки любого типа.

Теоретически доказана и экспериментально подтверждена возможность создания градиентов (в разы больших, чем при заводнении) при вытеснении жидких углеводородов из низкопроницаемых коллекторов в дренажные каналы продуктивного пласта при наложении на него волнового поля расчетных параметров.

На основе эффекта группирования твердых частиц в потоке бурового раствора объяснен механизм струйно-волновой кольматации неустойчивых пород без их эрозионного размыва созданием кольматационного экрана с регулируемыми параметрами (прочностью, проницаемостью).

Научно обоснованы методика предупреждения и борьбы с осложнениями в процессе бурения и требования к качеству разобщения многопластовых залежей с целью обеспечения герметичности заколонного пространства скважин различного назначения.

Разработаны теоретические основы площадной обработки волновым полем заблокированных зон продуктивного пласта на расстояниях до 1000 метров от скважины и более с целью их разблокирования и включения в разработку.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Разработанные методика и критерии формирования скважин с открытым забоем многопластовых залежей позволяют решить следующие технологические задачи:

обеспечить максимально возможный приток углеводородов к забою скважины;

создать в процессе первичного вскрытия многопластовых залежей долговременные непроницаемые кольматационные экраны против водоносных горизонтов;

создать наиболее благоприятные условия для передачи волновой энергии в продуктивные пласты с целью воздействия на призабойную, удаленную и заблокированную зоны;

обеспечить комфортные условия для выполнения различных операций, связанных с разработкой месторождений (выравнивание фронта заводнения, закачка вытесняющего агента, химическая обработка пласта и др.).

Разработаны и усовершенствованы комплексы технологий, обеспечивающие строительство скважин и их эксплуатацию в запроектированном режиме:

комплекс технологий на этапе бурения и заканчивания скважины с целью формирования открытого ствола:

- технология кольматации проницаемых пластов с применением гидроэлеватора со встроенным кольмататором (гидроэлеватор НГ-3К);

- технология управляемой струйно-волновой кольматации, основанная на использовании эффекта группирования разноплотностных частиц и увеличения их проникающей способности в капиллярные каналы в волновом поле;

- технологии обработки тампонажного раствора электрогидроимпульсным устройством в период превращения тампонажного раствора в камень;

- технологии первичного вскрытия пластов продуктивной толщи в водонефтяных зонах гидрофобным карбонатным буровым раствором с глубокой необратимой кольматацией встречающихся водоносных горизонтов;

комплекс технологий для формирования открытого забоя, обеспечивающего наилучшие условия передачи волновой энергии:

- технология изготовления щелей в скважине;

- технология формирования протяженных каналов фильтрации сверлящим перфоратором;

комплекс технологий освоения, очистки приствольной и призабойной зон при текущем и капитальном ремонтах скважин и площадных воздействий:

- технология освоения скважин и очистки призабойной зоны пласта с применением вибрационно-вакуумного очистителя;

- технология очистки призабойной зоны малопроницаемых слоисто-неоднородных пластов добывающих и нагнетательных скважин с применением гидродинамического генератора волнового (ГДГВ);

- технологии волнового воздействия для площадной обработки пласта, для декольматации экранированных заблокированных зон.

Разработаны технические устройства для обеспечения устойчивости ствола скважины при бурении, очистки приствольной и призабойной зон при освоении и ремонте, а также устройства и установки для воздействия на удаленные зоны продуктивного пласта.

Основные разработки включены в проектную документацию (более 100 проектов) на строительство разведочных и эксплуатационных скважин Западной Сибири ОАО «Газпром».

Апробация работы. Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались и обсуждались на:

- Международных научно-технических и научно-практических конференциях: «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России» (Тюмень, 1999 г.); «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (Анапа, 2003 г.); «Повышение нефтеотдачи пластов и капитальный ремонт скважин» («Ашировские чтения») (Самара, 2008 г.);

- Всероссийских научно-технических и научно-практических конференциях: «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (Тюмень, 1998 г.); «Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса» (Тюмень, 2000 г.); «Инновационный потенциал молодых специалистов ОАО «Газпром» как условие повышения эффективности разработки углеводородных месторождений Ямала» (Салехард, 2004 г.); «Энергоэффективность. Проблемы и решения» (Уфа, 2008 г.);

- научно-практических и научно-технических конференциях: «Энергосбережение при освоении и разработке северных месторождений Западно-Сибирского региона» (Тюмень, 1997 г.); XVII научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, посвященной 35-летию ТюмГНГУ, «Новые технологии - нефтегазовому региону» (Тюмень, 1998 г.); «Проблемы строительства, эксплуатации и исследования горизонтальных скважин» (р.п. Актюба, 1999 г.); «Повышение эффективности работы нефтегазодобывающего комплекса Ямала путем применения прогрессивных технологий и совершенствования транспортного обслуживания» (Салехард, 2002 г.); «Современные тенденции в научных инновациях нефтегазодобычи и информационных технологиях» (Тюмень, 2009 г.);

- семинарах Научного центра нелинейной волновой механики и технологии РАН (2007, 2008, 2009, 2010 гг.); НТС ООО «ТюменНИИгипрогаз» (2005, 2007, 2009, 2010 гг.).

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 37 печатных работ, из них 16 в журналах, рекомендованных ВАК РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 205 наименований, и приложения. Работа изложена на 355 страницах машинописного текста, содержит 83 рисунка, 44 таблицы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи работы, а также показаны ее научная новизна и практическая ценность.

Первый раздел посвящен обобщению сведений о влиянии гидродинамических процессов в системе «скважина пласт залежь» при бурении и эксплуатации скважин с учетом геодинамических и фильтрационных процессов. Рассмотрена рабочая гипотеза динамического воздействия на флюидонасыщенный пласт с учетом геодинамических процессов, главным постулатом которой служит обобщенная флюидодинамическая модель пористой флюидонасыщенной среды с учетом масштаба пространства, предложенная научной школой профессора Писецкого В.Б. В настоящее время наиболее общие теории нефтегазообразования в качестве основного генерационного механизма рассматривают процесс тепломассопереноса из нижних этажей бассейна за счет дефлюидизации фундамента. При этом принимается идея блоковых перемещений осадочного чехла и фундамента в виде чередования зон уплотнения и разуплотнения горных пород при их нагреве, происходящем в процессе погружения и последующей литификации. В результате возникает неравновесная система из отдельных блоков, между которыми и происходит прорыв в верхние этажи бассейна нагретых флюидных смесей из фундамента, которые, в свою очередь, встретив углеводородный «полуфабрикат» в виде керогена, запускают процесс генерации нефти и газа. Другими словами, реализация углеводородного потенциала бассейна прямым образом связывается со специфическими условиями его прогрева. В такой модели признаются основными по существу два связанных между собой процесса:

- блоковая динамика осадочного чехла и фундамента;

- термодинамика флюидных потоков.

Названные процессы являются следствием общей геодинамики Земли и, следовательно, существовали всегда и происходят в данный момент времени. С точки зрения времени образования залежи нефти или газа мы можем утверждать с известной степенью вероятности, что в каждом конкретном случае залежь могла образоваться не раньше какого-то периода развития бассейна, но определить конечную временную границу формирования скопления углеводородов мы не в состоянии. Известны факты и достаточно обоснованные гипотезы, свидетельствующие о непрерывном поступлении нефти в ловушку. Так, например, независимые расчеты разных специалистов показывают, что на Ромашкинском месторождении (Республика Татарстан) ежегодно добавляется около 1 млн т нефти. Этот факт можно объяснять с разных позиций: а) процесс генерации нефти из материнской толщи не завершился до сих пор и непрерывно поддерживается тепломассопереносом из фундамента; б) нефть или ее «полуфабрикат» генерируется в глубинных интервалах кристаллического фундамента и поступает в осадочный чехол с восходящими флюидными потоками; в) существует дальняя горизонтальная миграция нефти из множества мелких периферийных скоплений. Подобные примеры не единичны и вполне закономерны в особо активных с точки зрения современной геодинамики регионах (Мексика и т.п.).

Какие бы гипотезы ни выдвигались, фундаментальным обстоятельством, по общему мнению, является одно в основе некоторого множества процессов, приводящих, в конечном счете, к формированию или переформированию месторождения нефти или газа, заложен флюидодинамический режим системы «осадочный чехол фундамент». Логика подобных рассуждений построена на убеждении в том, что собственно флюидодинамический режим осадочного бассейна устанавливается и поддерживается непрерывным образом за счет реализации трех основных процессов:

- последовательного разрушения фундамента и осадочного чехла во всей истории развития литосферы и ее геодинамического режима и образования среды с дискретной структурой;

- потери средой с дискретной структурой прочности и приобретения свойств активной неравновесной системы с блоковой организацией реакции ее стратифицированных интервалов на текущие (современные) изменения параметров геодинамического режима литосферы;

- перехода гидростатического режима бассейна во флюидодинамический режим, согласованный с текущей блоковой активностью системы «осадочный чехол фундамент».

Приведенная в диссертационной работе гипотеза блочного строения фундамента и осадочного чехла дает возможность сделать следующие принципиальные выводы, позволяющие впоследствии предложить технологии воздействия на продуктивные пласты, основанные на эффектах нелинейных колебаний.

1. На границах блоков вне зависимости от их упругих модулей существуют аномалии напряжений (повышенные градиенты напряжений различного знака в ортогональных к каждой стороне блока направлениях).

2. Характер аномалий напряжений на горизонтальных и вертикальных контактах блоков во всех случаях препятствует плотному соединению их между собой и вмещающей средой (контактное взаимодействие блоков во всех направлениях ослабляется).

Ранее уже был отмечен факт закономерно прогрессирующего роста аномальности геолого-технических условий заканчивания скважин, существенно усложняющий задачу повышения качества строительства нефтяных и газовых скважин. Так, например, рост дифференциальных забойных давлений с глубиной составляет до 10…18 МПа и более, снижение начальных пластовых давлений на разрабатываемых залежах 50…70 %, повышение градиента давления между разнонасыщенными пластами до 3…7 МПа/м.

Из-за многообразия горно-геологических условий, применяемых технологий и технических средств каждый этап строительства скважин - бурение ствола до кровли продуктивных отложений и заканчивание (первичное вскрытие нефтегазонасыщенных пластов, цементирование эксплуатационной колонны, вторичное вскрытие перфорацией, освоение) существенно отличают геолого-промысловые и гидродинамические условия.

Бурение скважин от устья до кровли продуктивной толщи (первый этап строительства), как правило, связано с природной аномальностью геолого-физических условий, для которых характерными являются:

- физические свойства горных пород, слагающих разбуриваемый интервал (упругие, деформационные и прочностные), зависящие от условий их залегания в массиве, степени неоднородности и анизотропии. Вследствие отмеченного физические свойства горных пород изменяются в широких и непрогнозируемых пределах и при бурении скважин, взаимодействуя с технологическими жидкостями, снижаются их прочность и сопротивления гидромеханическим нагрузкам. В результате этих неконтролируемых изменений происходят обрушения и обвалы стенок скважины, сужение ствола и гидроразрыв горных пород с поглощением жидкости, которые нарушают технологию буровых работ;

- пластовое давление и фильтрационные свойства проницаемых пластов природных гидродинамических систем, первое из которых определяется давлением краевых или контурных вод, а также геостатическим и геотехническим давлениями. Наличие в разрезе скважин пластов с аномально низкими (АНПД) и аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) - один из основных показателей несовместимости условий бурения смежных интервалов горных пород, который препятствует бурению скважин одноразмерным диаметром. Однако, в отличие от интервала продуктивных отложений, градиенты давления между разнонапорными пластами из-за расположения их на значительном расстоянии друг от друга (30 м и более), как правило, не превышают 0,01…0,03 МПа/м. Тем не менее, разделение таких объектов обсадными колоннами без достаточных на то обоснований усложняет конструкцию скважин, гидродинамические условия бурения и увеличивает затраты на ее сооружение. Фильтрационные свойства пород-коллекторов, принадлежащих как к единой, так и к различным гидродинамическим системам, существенно не упорядочены и изменяются в широких пределах. Их количество во вскрываемом бурением интервале, гидродинамическое взаимодействие со стволом и между собой являются одними из главных факторов, осложняющих технологию бурения.

Характер и интенсивность гидродинамического взаимодействия пластовых систем и скважины, в свою очередь, зависят от типа коллекторов (терригенный, карбонатный, смешанный), насыщенности (газ, нефть, вода, газоконденсат), толщины, размера каналов фильтрации, пластового давления и температуры, гидромеханической прочности скелета пород, количества одновременно вскрываемых в интервале проницаемых зон. Дестабилизируя технологические процессы, эти факторы существенно осложняют условия для борьбы с поглощениями, газонефтеводопроявлениями, снижая качество и показатели применяемых методов.

Общепринятым подходом в промысловой практике являются отнесение этих интервалов к несовместимым по условиям бурения и крепление их промежуточными обсадными колоннами для разделения со стволом скважины. Однако во многих случаях слепое копирование такого подхода для различных геолого-технических условий строительства скважин навряд ли можно считать оправданным, поскольку при этом усложняется конструкция скважин, сужаются границы оптимизации гидравлических программ бурения и крепления, ухудшаются гидродинамические условия производства буровых операций, негативные последствия которых затем отражаются на качестве и технико-экономических показателях работ при заканчивании и эксплуатации скважин.

Этап заканчивания скважин включает операции первичного вскрытия продуктивной толщи, крепление ствола и разобщение комплекса флюидонасыщенных пластов, вторичное вскрытие продуктивных пластов, освоение и ввод скважин в эксплуатацию и по геолого-техническим условиям кардинально отличается от первого этапа работ. Связано это со следующими основными природными и техногенными факторами, такими как:

глубина расположения продуктивной толщи, определяющая величину и пределы изменения гидромеханических нагрузок (репрессий, депрессий) на забой и стенки скважины при производстве в ней различных операций. Из промыслового опыта известно, что при глубине скважин более 2000 м величина гидродинамических репрессий при бурении, спускоподъемных операциях (СПО) и цементировании обсадных колонн составляет 8…25 МПа, а депрессий при подъеме инструмента - 1,8…4,0 МПа;

многопластовость сложнопостроенных нефтегазовых залежей с небольшой толщиной водоизолирующих перемычек (в большинстве случаев 2…5 м), наличием пластов с аномально высоким и аномально низким пластовыми давлениями, обусловливающими высокие градиенты давления между разнонапорными пластами (0,9…2,5 МПа/м и более), и связанные с этими факторами межпластовые перетоки и заколонные проявления;

фильтрационные характеристики разнонасыщенных пластов, изменяющиеся в широких и непрогнозируемых пределах (от 0,1 до 20,0 мкм2 и более). Это определяет различные по механизму и степени негативные воздействия на призабойную и удаленную зоны продуктивных пластов промывочных, тампонажных растворов и специальных жидкостей в процессе первичного вскрытия, крепления, вторичного вскрытия, освоения и эксплуатации скважин. Одновременно осложняются гидродинамические условия заканчивания скважин из-за высокой вероятности гидроразрыва горных пород, возникновения поглощений, газонефтеводопроявлений и выбросов, нарушения устойчивости стенок скважины;

приуроченность большой доли запасов к водонефтяным зонам, затрудняющим извлечение углеводородов с повышенным коэффициентом нефте- и газоотдачи (более 0,5) и производство водоизоляционных работ с высокой эффективностью, а также снижающим качество разобщения продуктивных пластов от водонасыщенных при креплении скважин;

значительная литолого-фациальная изменчивость пластов по разрезу и площади, приводящая к ранней обводненности промежуточных и верхних отдельных прослоев, а также пластов, осложняющей их разобщение при креплении скважин и изоляцию в процессе эксплуатации;

необратимые изменения гидродинамического состояния и поведения нефтегазовых месторождений в процессе разработки. Широко применяемые системы заводнения и поддержания пластового давления привели к формированию площадных и блоковых систем выработки запасов, а также разделению по отдельным пластам. Следствием этих нестационарных гидродинамических процессов стали дифференциация текущего пластового давления по разрезу и площади, нарушение природного насыщения пластов флюидами, изменение в широком диапазоне коллекторских свойств нефте- и водонасыщенных пластов, рост градиента давления между нефте- и водонасыщенными пластами до 3…10 МПа/м и более.

Поэтому достичь высоких качественных и технико-экономических показателей первичного вскрытия продуктивных горизонтов и изолировать их от водонасыщенных, сохранив при этом потенциальную продуктивность скважин в таких сложных геолого-промысловых условиях, используя традиционную технологию репрессионного бурения, весьма проблематично. При этом невозможно избежать интенсивного загрязнения нефтенасыщенных коллекторов, поглощений и газонефтеводопроявлений, гидроразрыва горных пород и межпластовых перетоков.

То же самое относится к этапу крепления скважины эксплуатационной колонной и разобщению разнонасыщенных пластов продуктивной толщи. При существующих градиентах давления между пластами возникновение межпластового перетока и нарушение герметичности заколонного пространства происходят уже в период ОЗЦ до освоения и ввода скважины в эксплуатацию. Исключить негативное влияние этого фактора на качество разобщения пластов регулированием свойств цементного раствора-камня или режимов цементирования практически невозможно. Использование для этих целей специальных технических средств (заколонных разобщающих устройств) носит временный характер, а сами средства имеют ограниченную область применения.

Из анализа влияния различных факторов на проникновение твердой фазы в пласты-коллекторы (кольматация) в процессе строительства скважин следует, что изменение фильтрационной характеристики коллектора в призабойной зоне продуктивного пласта при проникновении бурового раствора является следствием совокупного действия следующих факторов: закупорки поровых каналов дисперсной фазой промывочной жидкости и шламом выбуренной породы; набухания глинистых минералов, содержащихся в коллекторе; сужения поровых каналов вследствие образования адсорбционно-гидратных слоев; образования в коллекторе устойчивых эмульсий или газовой дисперсии; образования твердых нерастворенных осадков в результате химического взаимодействия фильтрата бурового раствора и пластовой воды; миграции твердых частиц, отрывающихся от поверхности горной породы под воздействием фильтрата раствора, по каналам пласта и сужения проходного сечения при осаждении частиц.

Степень воздействия указанных процессов на состояние призабойной зоны пласта (ПЗП) при вскрытии различна и зависит от физико-химических свойств бурового раствора и пластовой жидкости, перепада давления в системе «скважина пласт», коллекторских свойств продуктивного пласта, а также от степени неоднородности (литологического строения) пород пласта. Формирование блокады ПЗП происходит под действием многообразных процессов, возникающих в результате нарушения устойчивого термодинамического состояния в пласте при изменении температуры, давления, состава и соотношения фаз, заполняющих фильтрующее пространство. Влияние блокады ПЗП может быть снижено на этапе вскрытия продуктивного пласта путем управления формированием блокады и на этапе вызова притока за счет применения эффективных режимов воздействия, обеспечивающих разрушение образовавшейся блокады.

Проведенный анализ влияния концентрации глинистых частиц, температуры окружающей среды и интенсивности излучения на процессы фильтрации промывочной жидкости и кольматации на образцах кернов показал, что основными факторами, влияющими на процесс взаимодействия составных частей промывочной жидкости с проницаемыми пластами, являются направление потока промывочной жидкости относительно стенки скважины, концентрация частиц в промывочной жидкости, энергия активации, температура окружающей среды.

Задача получения необходимой степени кольматации может решаться следующими путями:

- изменением интенсивности излучения;

- повышением концентрации твердой фазы. Ограничивающими факторами могут быть повышение плотности и вязкости промывочной жидкости, приводящее к ее поглощению и росту реологических показателей;

- увеличением времени воздействия. Однако это положение справедливо только для статических и динамических условий. В волновом поле формирование кольматационного экрана проходит в течение нескольких секунд.

Поскольку необходимое время воздействия ограничивается несколькими секундами, то можно совместить работу кольмататора с процессами механического бурения. При определенных режимах работы излучателя с выбором вышеисследованных факторов и с дополнительным учетом гидростатических давлений можно достичь большой прочности и малой глубины кольматационного экрана, что наряду с высокой степенью кольматации позволит качественно вскрывать продуктивный пласт.

Процессы кольматации происходят и внутри продуктивного пласта при его эксплуатации методами «заводнения». В связи с этим поставлена задача изучить механизм создания кольматационного экрана частицами различного происхождения (реликтовое, техногенное) в процессе разработки месторождений, перемещаемыми вместе с фильтрационными потоками. Это приводит к созданию кольматационного экрана (блокированию) на границах между высокопроницаемыми малоглинистыми коллекторами и назкопроницаемыми высокоглинистыми участками.

С целью решения этой проблемы в работе рассмотрены теоретические аспекты изменения структуры порового пространства коллектора в процессе разработки месторождения, приводящие к сосредоточению остаточных запасов в низкопроницаемых высокоглинистых коллекторах терригенного комплекса и их экранированию.

Причины снижения проницаемости пористой среды в начальный период даже при закачке чистых жидкостей ранее не имели приемлемых объяснений. Ряд исследователей показали, что наибольшее влияние на этот процесс оказывают взвеси различного типа, содержащиеся как в закачиваемой воде, так и в самой пористой среде. Пористая среда всегда содержит в своем составе большое количество изначально заблокированных в ней свободных частиц, а также таких из них, которые могут быть сдвинуты с места и перемещаться потоком. Причинами ослабления сцементированности частиц в пласте являются изменения солености воды, рН, чрезмерная скорость закачки и т.д. Продвижение воды по пласту сопровождается определенным физико-химическим взаимодействием с пористой средой. Нарушение равновесия между входящими в состав породы минералами и окружающей их водой приводит к выпадению нерастворимых солей, набуханию и частичному отрыву глинистых минералов от зерен скелета и т.д. При этом наблюдаются сужение сечения поровых каналов и их частичное или полное блокирование. Нагнетаемая в пласты вода может содержать в себе различные твердые примеси в виде дисперсных частиц, попадающих в фильтрационный поток в результате неполной очистки вод перед закачкой или из буровых растворов, проникающих в пласты и содержащих в себе глинистые частицы. Кроме того, рядом технологий нефтедобычи предусматривается закачка воды с взвешенными частицами.

Для теоретического обоснования полученных на практике результатов блокирования остаточных запасов проведены исследования, связанные с моделированием вытеснения нефти водой из пластов с изменяющейся структурой порового пространства, рассмотрены теоретические особенности переноса частиц двухфазным фильтрационным потоком. Модельные представления обосновали и подтвердили возможность блокирования запасов углеводородов в определенных зонах пласта, а также теоретически показали возможность целенаправленного использования волновых технологий для декольматации заблокированных зон.

Во втором разделе, используя теорию нелинейных колебаний многофазных сред, разработанную коллективом НЦ НВМТ РАН под руководством академика Ганиева Р.Ф., рассмотрены теоретические аспекты увеличения нефтеотдачи пластов с помощью волновых методов.

Основная идея волновых технологий заключается в том, чтобы преобразовать вибрационные воздействия в односторонне направленное монотонное движение, реализующее необходимый технологический процесс. Во многих процессах эффективного извлечения остаточных запасов нефти как раз и требуется осуществлять такого рода движения. Например, для очистки призабойных зон добывающих скважин с положительным скин-эффектом требуется обеспечить направленное в одну сторону движение засоряющих коллектор твердых частиц и удаление их оттуда. Это улучшит коллекторские свойства и будет стимулировать приток углеводородов к скважине. Наоборот, для обеспечения изоляции водоносных пластов в ряде случаев необходимо создать низкопроницаемый, непреодолимый для воды барьер. Для этого следует обеспечить движение изолирующих каналы движения воды частиц в определенные зоны пласта. Такого же рода задача возникает в случаях, когда нефть и вода образуют в коллекторах пласта так называемые четочные структуры, которые удерживаются в пласте значительными капиллярными силами. В этом случае необходимо обеспечить в пласте направленное в определенную сторону движение, но не твердых частиц, а флюида.

Все перечисленные виды движений могут быть реализованы в пластах с помощью особых волн определенного вида, возбуждаемых благодаря процессионным воздействиям. Эти волны, распространяясь по нелинейной среде, которой являются насыщенные жидкостью пористые среды, при выполнении определенных резонансных условий трансформируют колебательные движения (вибрацию) в направленные в одну сторону монотонные движения.

При исследовании процессов, происходящих в насыщенных жидкостью пористых средах под действием волнового поля, наибольшее практическое значение имеют оценка уровня амплитуд установившихся волн и выявление параметров, которые существенным образом влияют на эти амплитуды. Решение таких задач для моделей призабойных зон скважин дает возможность проводить целенаправленное управление волновыми процессами в пласте с помощью подбора геометрических характеристик призабойной зоны скважины (например диаметра и длины зоны перфорации), а также параметров волнового воздействия (частоты и амплитуды). Расчеты волновых процессов, обусловленных колебаниями давления на входе в перфорационный канал, показали, что амплитуда волн в каждой точке окружающей скважину пористой, насыщенной жидкостью среды зависит как от частоты возбуждения, так и от геофизических характеристик среды и геометрических параметров скважины и перфорационного отверстия.

Проведенные на моделях исследования показали, что одним из способов эффективного использования колебаний в практике добычи углеводородов является использование резонансных свойств призабойных зон скважин.

Рассмотрено течение вязкой сжимаемой жидкости по бесконечно длинному деформируемому капилляру. Смоченная жидкостью поверхность капилляра при отсутствии деформации представляет собой прямой круговой цилиндр. Течение считается баротропным, причем связь между возмущениями плотности и давления аппроксимируется полиномом третьей степени относительно возмущений давления. Движение поверхности капилляра задается вектором перемещений в виде бегущей волны. Невозмущенным движением считается стационарное течение внутри недеформированного капилляра под действием постоянного градиента давления.

Безразмерные уравнения движения, неразрывности и состояния, составленные с точностью до третьего порядка малости относительно возмущений скорости, плотности и давления жидкости, а также их производных, принимают вид (1):



(1)

где St - число Струхаля; с - плотность жидкости; t - безразмерное время;

- оператор Гамильтона; и - кинематическая и объемная вязкость жидкости; Re - число Рейнольдса; M - число Маха; сзв - скорость звука в жидкости; р - возмущение давления; U - масштаб скорости жидкости; R - характерный размер; Д - оператор Лапласа; б - эмпирический коэффициент в уравнении состояния при квадратичном относительно возмущения давления члене; в - эмпирический коэффициент в уравнении состояния при кубичном относительно возмущения давления члене; - векторное поле возмущений скорости жидкости; невозмущенная скорость жидкости; - градиент.

Граничные условия на стенке капилляра записываются в виде (2). На оси течения применяются условия однозначности и ограниченности возмущений скорости.

, (2)

где - векторное поле возмущений скорости жидкости; - амплитуда перемещений стенки капилляра; - радиус-вектор, проведенный из начала координат в точку на деформированной поверхности капилляра; - вектор перемещения поверхности капилляра; - мнимая единица; k - волновое число; - продольное волновое число; m - азимутальное волновое число; z - продольная координата; t - безразмерное время; и - азимутальный угол цилиндрических координат.

Задача решалась с помощью разложения искомых величин возмущений скорости, плотности жидкости и давления и их производных в степенные ряды по амплитуде перемещения стенки капилляра:

(3)

где µ - вязкость жидкости; - скорость жидкости; - коэффициент разложения скорости жидкости в ряд Тейлора по малому параметру м (коэффициент при ); с - плотность жидкости; - комплексная амплитуда коэффициента 1; 1 - коэффициент разложения плотности жидкости в ряд Тейлора по малому параметру м (коэффициент при ); Р - давление; Р1 - коэффициент разложения давления в ряд Тейлора по малому параметру м (коэффициент при ); - комплексная амплитуда коэффициента .

Последовательное решение краевых задач для коэффициентов разложений (3) проводилось численно методом дифференциальной прогонки.

Анализ решения показал, что волна поперечных перемещений стенки капилляра вызывает в жидкости внутреннюю волну с неоднородными вдоль радиуса капилляра распределениями амплитуд. Главной особенностью внутренней волны является то, что амплитуды в некоторых зонах течения могут достигать значений, существенно превосходящих значения известных акустических течений даже при незначительных амплитудах поперечных перемещений стенки капилляра. Поэтому скорости течения внутренней волны, которые описываются нелинейными уравнениями движения, оказываются при сопоставимых значениях внешнего воздействия во много раз большими, чем скорости известных акустических течений. Применительно к течениям в порах пористых сред установленное течение представляет собой пример, показывающий, что мелкомасштабные пульсации скорости и давления с масштабом порядка радиуса пор, которыми обычно пренебрегают в механике насыщенных пористых сред, могут привести к возникновению односторонне направленных течений со скоростями, существенно превосходящими скорости фильтрации.

Удалось установить, что на исходное течение Пуазейля накладывается дополнительное течение, обусловленное волнами. Таким образом, при определенных размерах капилляров волны могут обеспечить значительное ускорение течения жидкости. Без увеличения статических градиентов давления через узкий капилляр с деформирующимися стенками оказывается возможным пропустить значительно большее количество флюида, чем через капилляр с неподвижными стенками при том же перепаде давления между его торцами. Причем, особенно значителен этот эффект для узких пор, диаметр которых порядка 1…10 мкм. Даже при амплитудах волн на поверхности поры, не превышающих долей процента от ее диаметра, эффект ускорения течения может достигать трех и более порядков.

Рисунок 1 схематично иллюстрирует процесс деформирования профиля скорости. В таблице 1 приведены результаты расчетов.



Рисунок 1 - Профили исходного невозмущенного течения (а) и возмущенного течения, обусловленного волной (б)

Таблица 1 Результаты расчетов

Вид капилляра	R0, м	V0, м/мин	/ R0	VД, м/мин	VД / V0
Канал	10-2	25	10-3	0,390	1,5
Трещина	10-3	0,25	10-3	0,344	137,6
Пора	10-5	2,5*10-5	10-3	0,045	1,8*103

Здесь R0 - невозмущенный радиус поперечного сечения капилляра, V0 - средняя по сечению скорость невозмущенного движения, - амплитуда перемещения стенки капилляра, VД - дополнительная средняя по сечению капилляра скорость.

Как видим, ускорение течения жидкости в узких порах увеличивается более чем в 1000 раз. При этом амплитуда волны изгиба на поверхности поры может быть весьма малой ( / 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 не осуществимо. Этот факт позволяет рассматривать волны как один из наиболее эффективных механизмов ускорения течений в капиллярах и пористых средах. Этот открытый теоретически эффект является одним из научных принципов, на которых базируется идея использования волн в нефтегазовой промышленности.

Наиболее возможным на сегодняшний день становится использование волны для ускорения течения жидкости в призабойных зонах нагнетательных и добывающих скважин, чтобы интенсифицировать приток или нагнетание.

Волновое движение частиц, засоряющих призабойную зону, обеспечивает снижение скин-эффекта и улучшение коллекторских свойств призабойной зоны. Волны действуют как на частицы вблизи и внутри скважины, так и на флюид в микропорах. Это при правильном использовании колебаний может привести к выравниванию профиля приемистости и увеличению количества жидкости, принимаемого скважиной.

Таким образом, реализация волнового воздействия на низкопроницаемую пористую среду позволит обеспечить вытеснение нефти из низкопроницаемой застойной в более высокопроницаемую дренируемую зону продуктивного пласта и тем самым увеличить конечную нефтеотдачу.

Теоретические эффекты перемещения частиц, капель и жидкости в порах при воздействии волн были проверены экспериментально. После анализа образца, подверженного волновой обработке после бурения, и образца, распиленного сразу после бурения, было выявлено, что волны действительно обеспечивают очистку призабойной зоны скважины от загрязнения глинистыми частицами бурового раствора. Этот же эффект был подтвержден замерами проницаемости образцов, которые были сделаны до их распила. Соответствующие зависимости приведены на рисунке 2. Как видно, проницаемость очищенного образца более чем в три раза выше, чем загрязненного.



Рисунок 2 - Анализ проницаемости загрязненного и очищенного кернов породы

Моделирование волновых процессов в трещиноватых пористых, насыщенных нефтью средах показало, что в этих средах существуют три типа продольных волн и один тип поперечных; при низких частотах два типа продольных волн распространяются с малыми скоростями, т.е. это волны фильтрации. Фильтрационные волны затухают значительно сильнее быстрой продольной (деформационной) и поперечной волн. Скорости быстрой (первой) и поперечной (четвертой) волн в основном определяются модулями упругости, характеризующими скелет среды.

Результаты проведенных исследований использованы при определении частотных параметров волновых воздействий разрабатываемых технологий.

Суммируя вышеизложенное, можно констатировать, что для того чтобы в призабойной зоне скважины были реализованы эффекты односторонне направленного перемещения твердых частиц и ускорения течения жидкости в порах пористых сред, следует возбудить в прилежащей к скважине зоне нефтенасыщенного 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.

Чтобы улучшить условия прохождения волн в пористую среду, следует зону фильтра делать открытой. Для технического решения проблемы строительства скважин с открытым забоем обязательным является решение задачи создания герметичного заколонного пространства основного ствола скважин и особенно в зоне башмака обсадной колонны, спущенной в кровлю продуктивного горизонта.

Согласно нашим исследованиям, это возможно при тщательной подготовке открытого ствола к цементированию методами управляемой кольматации.

В третьем разделе рассмотрены основные методические подходы к обеспечению надежного разобщения флюидонасыщенных пластов и герметизации заколонного пространства скважин как необходимых условий, позволяющих заканчивать скважины открытым забоем и в полной мере реализовывать волновые эффекты. Приведены результаты экспериментальных, промысловых исследований научных разработок, научно обоснованы и сформулированы основные положения концепции формирования конструкции фильтра скважины при первичном вскрытии.

Как отмечалось выше, основной причиной снижения качества работ при заканчивании и эксплуатации скважин является активная гидравлическая связь вскрытых бурением флюидонасыщенных пластов со стволом скважины. Большинство применяемых в отечественной и зарубежной практике буровых растворов не обеспечивают эффективной гидроизоляции проницаемых пластов от ствола скважины. Неуправляемые и пассивные по характеру процессы формирования кольматационной зоны в приствольной области и глинистой корки на стенах скважины не приводят к созданию технологически необходимых гидроизолирующих характеристик (низкой проницаемости, повышенного градиента давления фильтрации жидкости и гидроразрыва горных пород) этой системы. Поэтому действие геолого-технических факторов приводит к взаимодействию скважины и проницаемых пластов, то есть к нестационарным гидродинамическим процессам, определяющим техническое состояние (герметичность и прочность стенок) ствола и гидравлическое поведение скважины (поглощения, газонефтеводопроявления и т.д.).

В современных геолого-технических условиях для успешного решения проблемы разобщения пластов необходимо изменить направление стратегии и тактики проводимых в данной области исследований и разработок.

При этом следует операции по разобщению комплекса пород продуктивной толщи дополнить технологией изоляции приствольной зоны водонасыщенных пластов (методы малых проникновений) на этапе первичного вскрытия. Формирование приствольного экрана с заданными гидроизолирующими характеристиками против интервалов водонасыщенных пластов (элемент крепи, который большинством специалистов до настоящего времени игнорируется) приведет к значительному повышению герметичности заколонного пространства и долговременности крепи.

Отдельно рассмотрены проблемы и технологические решения обеспечения герметичности заколонного пространства нефтяных и газовых скважин с точки зрения условий, способствующих проникновению в затрубное пространство и прорыву газа. В общем случае исследователи отмечают следующие возможные пути продвижения газа в затрубном пространстве скважин:

...