Технология вторичного вскрытия продуктивного пласта

                                                                План:                                                            стр.

      1. Введение……………………………………………………………………….3

      2. Вскрытие пласта………………………………………………………………4

              2.1. Основные факторы вскрытия…………………………………………6

              2.2. Рекомендации по вскрытию продуктивных горизонтов…………...12

          4. Способы первичного вскрытия продуктивных пластов…………………...15

                  4.1. Испытание……………………………………………………………..19

                  4.2. Депрессия……………………………………………………………...23

      5. Технология вторичного вскрытия продуктивного пласта………………...33

      6. Список использованной литературы…………………………………….….34 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1. Введение.

      Продуктивный  пласт многократно подвергается воздействию бурового раствора как на стадии ведения поисковых и разведочных работ, так и в процессе разбуривания залежи, а затем и в продолжение всего периода эксплуатации, вплоть до полной выработки пласта.

      Результаты  многолетних исследований, проводимых как в лабораторных, так и в  промысловых условиях, показали, что вода и глинистые частицы, входящие в состав бурового раствора, во всех случаях отрицательно влияют на проницаемость пласта. Степень влияния зависит от проницаемости и трещиноватости пласта-коллектора, его вещественного состава, значений пластового давления и температуры, противодавления на пласт, развиваемого в процессе вскрытия, проведения спускоподъемных операций, цементирования эксплуатационной колонны. Очевидно, степень отрицательного влияния на пласт зависит также от качества бурового раствора, продолжительности вскрытия пласта.

      В  данной работе будут рассмотрены  основные методы и особенности вскрытия пласта-коллектора. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      2. Вскрытие пласта.

      Промысловая практика показывает, что во всех случаях  проникновение в пласт фильтрата и твердой фазы бурового раствора отрицательно влияет на его коллекторские свойства. Это находит отражение в удлинении сроков освоения скважин, снижении их производительности, неравномерности выработки залежей, снижении нефтеотдачи, а на разведочных площадях по этой причине могут быть пропущены отдельные продуктивные пласты и снижена эффективность геологоразведочных работ. Глубина проникновения фильтрата и твердой фазы бурового раствора и их количество при прочих равных условиях в значительной степени определяются перепадом давления на пласт в процессе его вскрытия. Как правило, продуктивные пласты вскрывают с давлением, значительно превышающим пластовое. Избыточное давление на ряде месторождений доходит до 20 МПа. Естественно, при таком избыточном давлении в пласт проникает огромное количество фильтрата и бурового раствора, в особенности при продолжительном вскрытии и применении буровых растворов недостаточно высокого качества с высоким показателем фильтрации. Указанное усугубляется при значительных колебаниях давления на стенки скважины в процессе спускоподъемных операций. Интенсивность колебаний гидродинамического давления возрастает с увеличением глубины скважины, скорости подъема или спуска бурильной колонны, вязкости и статического напряжения сдвига бурового раствора и с уменьшением зазора между стенкой скважины и бурильной колонной.

      Исследования  показывают, что при проводке глубоких скважин высокие температуры  существенно влияют на показатель фильтрации глинистого бурового раствора. Например, показатель фильтрации глинистого бурового раствора, обработанного КССБ и содержащего 1,5 % соли, при нагреве до 200 °С увеличивается в статических условиях в 6 раз, а в динамических - в 22 раза. Как показал ряд исследований, глинистые растворы в глубоких скважинах при высоких температурах вообще могут оказаться непригодными.

      Отрицательное воздействие проникшей в пласт  воды может проявляться многообразно. Вода, проникшая в нефтеносный  пласт: вызывает набухание глинистых частиц, содержащихся в пласте-коллекторе, в результате чего резко снижается проницаемость призабойной зоны; образует водонефтяные эмульсии, благодаря которым в ряде случаев можно существенно снизить проницаемость призабойной зоны; удерживается в пористой среде капиллярными силами, и частичное вытеснение ее из поровых каналов может происходить лишь при значительных перепадах давления, что затрудняет продвижение нефти к забою скважины, особенно при низкопроницаемых коллекторах; при взаимодействии с высокоминерализованной водой образует нерастворимые осадки в порах продуктивного пласта.

      В зависимости от молекулярной природы  пористой среды, содержания поверхностно-активных веществ в нефти, наличия или  отсутствия набухающих глин, характера  депрессии на пласт и других причин ухудшение проницаемости призабойной зоны может быть обусловлено влиянием всех перечисленных выше факторов одновременно или некоторых из них.

      Чем выше качество исполнения работ по вскрытию продуктивного пласта путем  бурения и перфорации, а также  качество цементирования эксплуатационной колонны, чем лучше и надежнее учтены в конструкции скважины оптимальные условия вскрытия пласта, освоения скважины и проведения ремонтно-изоляционных работ, тем выше надежность эксплуатации залежи в целом и по каждой скважине в отдельности, тем меньше непроизводительные затраты времени на устранение недостатков, связанных с некачественным заканчиванием скважин.

      Можно утверждать, что первым этапом положительного решения проблемы повышения степени  извлечения нефти и газа из недр Земли является повышение качества вскрытия пласта и заканчивания скважин в целом. Вследствие этого тщательное изучение характеристики пласта и свойств насыщающих его жидкостей, исследование всех факторов, отрицательно влияющих на фильтрационную характеристику пласта, разработка системы мероприятий по сохранению естественных характеристик пористой среды должны быть начаты на стадии поисковых и разведочных работ. В этот период внимание должно быть сконцентрировано на всестороннем изучении 'Нефтяных и газовых залежей с привлечением гидродинамических, геофизических и других способов исследований.

      2.1. Основные факторы  вскрытия.

      Продуктивные  пласты нефтяных и газовых месторождений  представлены коллекторами гранулярного, трещинного и смешанного типов. Размер фильтрационных каналов варьирует от долей микрона до нескольких сантиметров (каверны и трещины). Разнообразен минералогический состав пород коллектора - кварцевые и полимиктовые песчаники, алевролиты, аргиллиты, карбонатные породы. Некоторые минералы взаимодействуют с буровым раствором, в результате чего изменяются параметры фильтрационных каналов. Нефтегазоносные пласты всегда содержат воду, насыщенную различными веществами, при взаимодействии которых с буровым раствором, или его фильтратом могут образовываться осадки, закупоривающие фильтрационные каналы. Продуктивные пласты при бурении вскрывают как на стадии проведения поисково-разведочных работ, так и при разбуривании залежи с целью ввода ее в эксплуатацию, в основном с применением глинистого бурового раствора на водной основе (нормальной плотности или утяжеленного мелом, баритом, гематитом).

      При пластовом давлении, равном гидростатическому  или ниже него, для вскрытия пласта применяют глинистые растворы плотностью Р = 1150...1250 кг/м3, а при пластовом  давлении выше гидростатического - глинистые растворы, утяжеленные мелом ( Р= 1440...1450 кг/м3), баритом и гематитом ( Р = 1800...2200 кг/м3). Одни и те же глинистые растворы применяют для вскрытия различных пластов-коллекторов - песчаных, алевритовых, имеющих различные вещественный состав, текстуру и структуру, состав и тип цементирующих веществ, степень отсортированности и окатанности обломочного материала и другие свойства, в сумме отрицательно влияющие на емкостные и фильтрационные характеристики коллекторов подобного типа. С применением же глинистых растворов вскрывают карбонатные коллекторы и другие коллекторы трещинного типа. В карбонатных породах могут быть развиты не только гранулярный и трещинный типы пористости, но также карстовый тип, благодаря которому, главным образом, в карбонатных породах образуются крупные полости изменчивой конфигурации. 

      Вскрытие продуктивных пластов с использованием указанных растворов, содержащих различные химические реагенты и полимеры, приводит к ухудшению фильтрационной характеристики пластов в призабойной зоне.

Анализ  состояния вскрытых нефте- и газоносных пластов на разведочных и эксплуатационных площадях, систематические исследования влияния различных буровых растворов  на проницаемость пористой среды  позволяют сделать вывод о  том, что продуктивные пласты в основном вскрывают без учета геолого-физических свойств коллектора и физико-химической характеристики насыщающих его жидкостей.

      Основная  цель геологоразведочных работ на нефть  и газ заключается в установлении истинной нефтегазоносности и коллекторских свойств продуктивных пластов. Эта цель достижима только при качественном вскрытии и опробовании пластов.

      Необходимо  применять такие способы вскрытия и опробования перспективных  участков разреза, при которых сохранялось  бы естественное состояние коллектора и, следовательно, были получены достаточно надежные результаты опробования на промышленный приток нефти и газа.

      Только  такие данные, которые отражают фактическое  состояние коллектора, могут быть использованы для оценки общих и  извлекаемых запасов нефти и газа. Недостаточный учет геолого-физических свойств коллектора и физико-химической характеристики насыщающих его флюидов в процессе бурения может привести к совершенно неправильным выводам об истинной нефтегазоносности объекта и даже к тому, что некоторые продуктивные пласты в разрезе могут быть пропущены.

      В нефтепромысловой практике встречается  немало фактов, когда скважины, при  бурении которых отмечались интенсивные  нефтегазопроявления, после ввода  их в эксплуатацию либо совсем не давали притока нефти и газа, либо имели очень низкую производительность. Подобное положение значительно снижает технико-экономические показатели разработки отдельных залежей и сдерживает своевременное выявление нефтегазоносности на перспективных площадях.

      Многолетняя практика применения буровых растворов на водной основе и лабораторные исследования показывают, что проникновение фильтрата и бурового раствора в пласт в период вскрытия является основной причиной ухудшения его коллекторских свойств.

      По  результатам лабораторных исследований установлено, что проникающая в пласт вода снижает естественную проницаемость пористой среды на 50 % и более.

      Лабораторные  исследования показали, что добавка  к буровому раствору различных реагентов, улучшающих его структурно-механические свойства, снижает естественную проницаемость коллектора.

      Были  исследованы закупоривающие свойства растворов химических реагентов  и солей, широко применяемых для  обработки буровых растворов. Было исследовано десять водных растворов  химических реагентов и солей различной концентрации. Для сопоставления результатов исследований было изучено влияние технической воды на проницаемость породы.

      Анализ  полученных лабораторных данных показал, что все исследованные химические реагенты в различной степени  снижают проницаемость породы. Наибольшая степень закупоривания пористой среды отмечена при использовании гипана, УЩР. КССБ, ТПФН. Водные растворы этих химреагентов снижают проницаемость породы значительно больше, чем техническая вода, после воздействия которой коэффициент восстановления проницаемости составляет

60 %.

      Закупоривающие  свойства водного раствора гипана резко  проявляются с ростом содержания его в растворе. После прокачивания 10%-ного раствора гипана образцы породы стали практически непроницаемыми. Установлено, что из числа всех исследованных растворов реагентов и солей в наименьшей степени снижают проницаемость породы растворы хроматов калия или натрия и хлористого кальция.

      В результате применения глинистых растворов  в ряде случаев вследствие кольматации  необратимо снижается проницаемость пород в призабойной зоне, что вызывает значительное снижение продуктивности скважины. Объясняется это тем, что при проникновении твердой фазы бурового раствора, в особенности глины, во вскрываемый пласт необратимо закупориваются его поры, в результате чего проницаемость может снизиться до нуля.