Технология вторичного вскрытия продуктивного пласта

      Для более полного представления  о механизме кольматации поровых  каналов гранулярных коллекторов  ВНИИБТ проводились микроскопические исследования кольматационного слоя. Было установлено, что глубина кольматации образцов пород с высокой проницаемостью составляет в среднем Т>-6 мм, а с низкой проницаемостью - 1,5-2 мм.

      На  основании исследований сделано  следующее заключение относительно изменения проница-емости продуктивного  пласта при бурении: при исходной проницаемости 0,1-0,5 мкм после вскрытия она уменьшается на 50-30 %; при исходной проницаемости 1,О-2,0 мкм после вскрытия она уменьшается на

25-20 %.

      Следует отметить, что при наличии в  продуктивном пласте зон и прослоев с низкой проницаемостью продуктивность скважины в большинстве случаев снижается необратимо.

      Изучение  механизма явлений, происходящих в  призабойной зоне при проникновении  в пласт фильтрата буровых  растворов показывает, что часть  перового пространства оказывается  занятой водой. Вследствие этого нефть (газ) при движении к забою во время освоения скважины встречает труднопреодолимое препятствие, а проникшая в продуктивный пласт вода полностью не вытесняется - часть ее остается в призабойной зоне, что снижает дебит скважин. Наибольшее количество воды не извлекается из пластов и прослоев с низкой проницаемостью вследствие проникновения воды в поровые каналы в результате капиллярного впитывания.

      Значительная  глинистость пород, слагающих продуктивный пласт, требует особого подхода  к его вскрытию. Проникновение фильтрата в призабойную зону может вызвать набухание глин, что приведет к сужению поровых каналов и даже к частичной их закупорке вследствие диспергирования и перемещения частиц глины потоком жидкости.

Наиболее  значительно уменьшение проницаемости коллекторов вследствие набухания глин при низкой проницаемости пород в призабойной зоне.

В связи  с тем, что в результате периодического изменения гидродинамического давления на стенки скважины происходит взаимное диспергирование воды (фильтрата) и нефти, то в определенных условиях в призабойной зоне в поровом пространстве пород может образоваться устойчивая эмульсия. Этому благоприятствует наличие в нефти асфальто-смолистых веществ, которые являются эмульгаторами.

      В определенных условиях в пласт может проникать часть выбуренной породы. Объясняется это тем, что при использовании глинистого раствора отделение частиц породы от поверхности забоя затрудняется вследствие скопления на забое слоя глинистого шлама. При этом ослабевает ударное воздействие долота и происходит повторное измельчение уже сколотой породы. В таких условиях естественно предположить, что часть шлама может проникнуть в пласт, в особенности, если последний представляет собой трещинный коллектор. Как уже отмечалось, проникновение воды (фильтрата буровых растворов на водной основе) в поровые каналы пласта-коллектора с низкой проницаемостью необратимо снижает его естественную проницаемость. Вода связывается с поверхностью стенок поровых каналов вследствие капиллярных сил и образования адсорбционных слоев. Очевидно, что способность таких твердых тел, как породы-коллекторы, взаимодействовать с водой определяется их свойствами: химическим составом, типом кристаллической решетки, состоянием поверхности.

Для поверхностных  явлений, к которым относится взаимодействие жидкой и твердой фаз, особое значение имеет поляризация взаимодействующих поверхностей: чем больше некомпенсированных электростатических зарядов находится на поверхности тела, тем интенсивнее оно гидратируется. Способность тела смачиваться водой зависит от состояния его поверхности.

      В ряде случаев молекулы твердой фазы вступают в химическое взаимодействие с водой. При этом в результате переходу ионов твердого тела в раствор  его поверхность приобретает  заряд. Кроме того, возможно образование новых химических веществ (кристаллогидраты, гидроокиси и т.п.), поверхность которых хорошо смачивается водой. На взаимодействие пород-коллекторов с водой оказывает влияние наличие в ней посторонних ионов. Адсорбционный слой воды на поверхности пород может образовываться как при непосредственном соприкосновении с водой, так и при конденсации ее паров.

      По  термодинамическим свойствам прочно связанная вода по существу представляет собой новую фазу. Адсорбированная  вода отличается от обычной некоторыми аномальными свойствами. При соприкосновении воды с гидрофильной поверхностью происходит гидратация этой поверхности, т.е. адсорбция молекул воды.

      Микрорельеф поверхности (впадины, выступы, щели) создает  значительные трудности для перемещения  адсорбированных молекул воды, поэтому адсорбционный слой обладает значительным сопротивлением сдвигу. Внешние концы притянутых молекул воды образуют новую поверхность, способную притягивать следующий слой молекул, также ориентируя их по направлению силовых линий молекулярного поля твердой поверхности. Второй слой адсорбированных молекул воды притягивает третий, третий - четвертый и так до тех пор, пока энергия силового поля твердого тела не станет меньше энергии броуновского движения.

      Особенностями структуры адсорбционного слоя, составленного из цепочек молекул воды, тянущихся в глубь жидкости, объясняются многие свойства пленок адсорбированной воды, резко отличающейся по свойствам от обычной воды.

Одной из особенностей взаимодействия тонких слоев адсорбированной воды с породами-коллекторами является их расклинивающее действие - возникновение давления, создаваемого сольватными адсорбционными слоями в микротрещинах твердого тела. Исходя из этого, можно предположить, что в процессе освоения скважины и ее эксплуатации в известных условиях из пласта может быть извлечено лишь незначительное количество воды, связанной с породой в результате адсорбции и действия капиллярных сил. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      2.2. Рекомендации по  вскрытию продуктивных  горизонтов

      При вскрытии продуктивного пласта основная задача заключается в том, чтобы проницаемость коллектора была сохранена и призабойная зона не загрязнялась жидкой и твердой фазами бурового раствора.

      В подавляющем большинстве случаев  продуктивные пласты вскрывают без  учета физико-геологических свойств коллектора и физико-химической характеристики насыщающих его флюидов. Это приводит к тому, что в ряде случаев искажаются данные об истинной нефтегазоносности отдельных продуктивных залежей, эффективной толщине пласта, значительно снижаются производительность скважин и нефтегазоотдача пласта.

      Повсеместное  применение глинистых растворов  при вскрытии пласта является основной причиной ухудшения фильтрационной характеристики пористой среды. Наибольший вред пласту при этом наносится в  тех случаях, когда коллектор характеризуется низкой проницаемостью, присутствием в продуктивной части разреза набухающих глинистых частиц.

      Весьма  неблагоприятные условия для  вскрытия продуктивных пластов создаются  при разведочном бурении на нефть  и газ на больших глубинах, когда в ряде случаев приходится применять утяжеленные буровые растворы плотностью 2200 кг/м3. В этих условиях в продуктивный пласт проникают не только фильтрат бурового раствора, но и частицы утяжелителя, которые необратимо снижают проницаемость пласта в призабойной зоне. Положение усугубляется еще, тем, что при большой глубине и применении утяжеленных буровых растворов повышение гидродинамического давления на стенки скважины в процессе спуско-подъемных операций вызывает гидравлический разрыв пласта, вследствие чего в него проникает большое количество, жидкости и твердой фазы.

      Нельзя  считать, допустимым, когда в процессе вскрытия продуктивного пласта, в  особенности на больших глубинах, допускаются перепады давлений, достигающие 10 МПа и более.

      Совершенно  недопустимо, когда продуктивные пласты, в которых давление ниже гидростатического, также вскрывают с применением глинистого раствора. В этих условиях, естественно, коллекторские свойства пласта настолько ухудшаются, что производительность скважин уменьшается в несколько раз.

      Целесообразно, чтобы единый проект на сооружение скважин включал два самостоятельных  законченных раздела:

   1) бурение скважин до кровли  продуктивного пласта;

   2) вскрытие продуктивного пласта, цементирование эксплуатационной  колонны, перфорация и освоение.

Во втором разделе проекта должны быть отражены следующие основные вопросы, подлежащие изучению- в процессе вскрытия и  освоения нефтегазоносного пласта:

   3)определение  типа бурового раствора, позволяющего  сохранить естественную проницаемость  пласта;

   4)изучение  физических свойств коллектора  и его вещественного состава;

   5)определение  положения водонефтяного, газоводяного  и газонефтяного контакта;

   6)определение  порядка опробования продуктивных  пластов и прослоев в продуктивной  части разреза;

   7)изучение возможной нефтеотдачи отдельных пластов и прослоев в продуктивной части разреза;

   8)выделение  объекта эксплуатации.

      Если  геолого-физические свойства продуктивного  пласта позволяют бурить ствол скважины до конечной глубины, включая интервал залегания продуктивного пласта, с использованием одного бурового раствора, то эксплуатационную колонну следует спускать до забоя.

Если  же буровой раствор, успешно используемый при бурении ствола скважины, может  отрицательно повлиять на проницаемость  коллектора, то колонну надо спускать до кровли продуктивного пласта, а для вскрытия его применять буровой раствор другого типа.

      Рекомендуются следующие области применения различных  буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов с учетом геолого-физических свойств коллектора.

      Если  пластовое давление выше гидростатического, коллектор характеризуется низкой проницаемостью и содержит набухающие глинистые частицы, то продуктивный пласт целесообразно вскрывать  с применением утяжеленных растворов  на нефтяной основе. Если же коллектор не содержит набухающих глинистых частиц и характеризуется высокой проницаемостью, можно применять утяжеленные растворы на водной основе с добавлением специальных ПАВ. При этом утяжелители должны растворяться в кислотах.

Если  пластовое давление равно гидростатическому, коллектор характеризуется низкой проницаемостью и содержит набухающие глинистые частицы, то наиболее приемлемы буровые растворы на нефтяной основе. Если же коллектор не содержит набухающих глинистых частиц, проницаемость высока или имеет среднее значение, то можно применять безглинистые буровые растворы на водной основе с добавлением ПАВ.

      Если  пластовое давление ниже гидростатического, то независимо от свойств коллектора, при выборе бурового раствора для  вскрытия продуктивного пласта нужно исходить из значения пластового давления.

При пластовом  давлении, равном 0,8-1, гидростатического, можно вскрывать продуктивную часть  пласта с применением растворов  на нефтяной основе.

Указанные рекомендации в равной степени относятся  к процессам перфорации и глушения скважин. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      4. Способы первичного  вскрытия продуктивных  пластов.

      Под первичным вскрытием условимся  понимать комплекс работ, связанных  с разбуриванием продуктивного  пласта и обеспечением устойчивости ствола скважины в нем. Существуют несколько способов первичного вскрытия. 

 

Рис. 1. Схемы  оборудования нижнего участка скважины при вскрытии продуктивной залежи:

1 - обсадная  колонна; 2 - фильтр; 3 - цементный камень; 4 - пакер или подвесное устройство; 5 - перфорационные отверстия; 6 - продуктивная залежь; 7 - потайная обсадная колонна; 8 - водоносный пласт

      При одном способе (рис. 1, а) к первичному вскрытию пласта приступают после того, как скважина закреплена до кровли его эксплуатационной обсадной колонной и зацементирована. После разбуривания всей (или части) толщины продуктивного пласта ствол оставляют открытым, получают приток пластовой жидкости и скважину сдают заказчику для эксплуатации.

      Способ  имеет ряд достоинств:

- состав и свойства промывочной жидкости можно выбирать с учетом особенностей только данного пласта. Чтобы свести к минимуму ущерб, который наносится коллекторским свойствам пласта при бурении, можно применять специальные, достаточно дорогие виды промывочной жидкости (например, раствор на нефтяной основе); при этом общий расход такой жидкости будет минимальным по сравнению с некоторыми другими способами вскрытия, так как потеря ее в вышележащие породы исключена;

- уменьшается расход обсадных труб и тампонажных материалов на крепление нижнего участка скважины;

- исключается опасность загрязнения продуктивного пласта тампонажным раствором;